Характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти. Трудноизвлекаемая нефть — будущее нефтяной отрасли

Тема: Перспективы разработки трудноизвлекаемых запасов республике, и в целом по России

Вуз: Альметьевский государственный нефтяной институт

Год и город: Альметьевск 2013

Введение 3

1. Перспективы ТИЗ. Недропользование и развитие ресурсной базы в РТ и в России 4

2. Перспективы развития нефтяной промышленности 9

3. Научное обеспечение новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами 13

Заключение 22

Список использованной литературы 23

ВВЕДЕНИЕ

Основным резервом поддержания уровней добычи нефти во многих регионах Российской Федерации в современных условиях развития отрасли являются трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ). Если в начале 60-х гг. доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе СССР/России составляла примерно 10%, то уже в 90-е гг. она превысила 50% и продолжает увеличиваться. Нефтяная промышленность Татарстана за 60 лет после открытия первого промышленного месторождения нефти пережила рост, 7-летнюю стабилизацию с уровнем добычи более 100 млн. т/год, последующее непрерывное падение на протяжении 19 лет, а затем после небольшого роста (1995 г.) вновь наступил период стабилизации добычи па уровне свыше 25 млн. т/год. Во многом это явилось результатом реализации ряда программ повышения нефтеотдачи на объектах с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Именно поэтому опыт многолетнего освоения здесь залежей и пластов с ТИЗ и повышения эффективности их разработки весьма ценен.

Актуальность проблемы. В сложившейся в России экономической ситуации проблема повышения эффективности извлечения запасов нефти па основе применения новейших технологий доразведки, разработки и доразработки месторождений в старых нефтедобывающих районах приобрела особую актуальность. Стабильность уровня нефтедобычи на месторождениях, вступивших в заключительные стадии разработки, определяется рациональным использованием оставшихся трудноизвлекаемых запасов. По существу запасы всех месторождений на поздней стадии разработки превращаются в трудноизвлекаемые. Сейчас около половины, добываемой в стране нефти обеспечивается за счет трудноизвлекаемых запасов.

Цель данной работы: исследование научного обеспечения новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Из поставленной цели вытекают следующие задачи: рассмотреть перспективы развития нефтедобычи в стране, и динамику трудноизвлекаемых запасов нефтеотдачи месторождений России.

ПЕРСПЕКТИВЫ ТИЗ. НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ И РАЗВИТИЕ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ В РТ И В РОССИИ

Для России - страны с колоссальным природно-ресурсным потенциалом - вопросы развития отношений, связанных с предоставлением прав на пользование недрами и контролем за выполнением условий их предоставления, вопросы использования отношений в процессе недропользования для регулирования более широкого спектра социально-экономических процессов являются одними из важнейших. На наш взгляд, в ходе проводимых экономических реформ комплексный характер отношений в процессе недропользования, сфера их действия не осознаны и не использованы в достаточно полной мере.

В России уже в течение длительного времени (с 1994 г.) приросты запасов углеводородного сырья не компенсируют добычу нефти и газа. Только с 1994 по 2000 г. не восполненная добыча жидких углеводородов составила около 700 млн. % газа - более 2,3 трлн. м3. В последующие годы это отставание только усиливалось. Так, если за 1997-2001 гг. прирост промышленных запасов нефти, включая газовый конденсат, обеспечил возмещение ее добычи на 86 %, то в 2002 г. - лишь на 64 %, составив 243 млн. т при добыче 421,4 млн. т. Кроме того, ухудшается качество сырьевой базы. Доля трудноизвлекаемых запасов в России превысила 55 %. Доля запасов, степень выработки которых составляет более 80 %, превышает 25 % разрабатываемых нефтяными компаниями запасов, а доля запасов обводненностью более 70 % составляет более 30 %. С 1991 по 2001 г. в структуре извлекаемых запасов число мелких месторождений увеличилось на 40 %, в то время как число уникальных и крупных снизилось более чем на 20 %. В целом 80 % месторождений, находящихся на государственном балансе, относятся к категории мелких.

Причин неблагоприятного состояния сырьевой базы много, все они хорошо известны специалистам. Это и резко сократившиеся объемы региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ вследствие общего снижения государственных средств, выделяемых на указанные цели, и отсутствие соответствующей мотивации у нефтегазовых компаний - недропользователей, и слабый контроль со стороны государства за обеспечением рационального использования недр и эффективностью разработки месторождений, а также отсутствие необходимых полномочий по государственному регулированию отношений недропользования у федеральных органов исполнительной власти, осуществляющих государственную политику в области добычи горючих полезных ископаемых. Кроме того, непрозрачность, коррупция, высокие риски, связанные, в частности, с возможностью отзыва лицензий на добычу полезных ископаемых у недропользователя, снижают инвестиционную привлекательность этой сферы деятельности.

До 2002 г. регионы активно участвовали в инвестировании воспроизводства минерально-сырьевой базы. Их вложения в геологоразведку в 2-3 раза превышали объемы федеральных инвестиций. Даже в 2003 г, когда региональные бюджеты были практически лишены источников финансирования геологии, они в сумме вкладывали примерно столько же средств, сколько и федеральный бюджет. С упразднением отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы объемы геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России снизились в 1,5-1,8 раза. При этом считалось, что добывающие компании должны самостоятельно и за счет собственных средств осуществлять геологоразведочные работы и обеспечивать прирост запасов полезных ископаемых. Однако соответствующих стимулов компании-недропользователи не получили. Следовательно, законодательство должно стимулировать эту деятельность, имеющую важное государственное значение.

Сложившийся рыночный механизм ведения хозяйства без реализации мер государственного регулирования сферы недропользования не обеспечивает комплексного решения стратегических задач использования минерально-сырьевой базы. В результате сложилось многолетнее отставание в региональных работах, как по важнейшим нефтегазодобывающим регионам, так и по новым перспективным нефтегазоносным провинциям. По существу упущено время для подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем и по подготовке промышленных запасов углеводородов.

При интенсификации до предела добычи нефти в старых регионах практически ничего не делается для подготовки им смены. Можно как угодно критиковать советскую плановую систему, но при ней всегда учитывалась перспектива. Это было традицией развития минерально-сырьевой базы страны.

В связи с указанным как можно скорее должны быть выполнены работы по изучению новых регионов, которые бы обеспечили стабилизацию положения в этой области. Тем более что такие регионы в стране еще есть: прежде всего Каспий, Восточная Сибирь, шельфы окраинных морей. Промедление в решении этой важнейшей задачи может привести к потере национальных топливно-энергетических ресурсов. Однако успешное решение данной задачи невозможно без принятия новых законов, которые бы стимулировали выход компаний-недропользователей в эти регионы.

В целом система государственного управления недропользованием должна строиться на базе стратегических интересов государства как такового и субъектов РФ с учетом экономических интересов хозяйствующих субъектов. Для этого необходимо:

Провести реальный мониторинг всех выданных лицензий и всей системы лицензирования недр;

Выработать общую стратегию управления недропользованием с ориентацией на формирование процедур и принципов объективизации издержек недропользователей;

Обеспечить стабильный налоговый режим недропользования, не менять (без крайней необходимости) действующие законы и правила.

Сырьевая база страны должна развиваться по схеме расширенного воспроизводства. Заявления об избыточности запасов у российских компаний и предложения о введении экономических санкций на запасы, превышающие восьми - девятилетнюю обеспеченность, ошибочны, по сути, и опасны для экономического развития страны.

Перспективы развития нефтедобычи.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке к разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов (оптимистический и благоприятный варианты развития) добыча нефти в России может составить порядка 460-470 млн.т. в 2010 г. и возрасти до 500-520 млн. т. к 2020 г. При внешних и внутренних условиях, формирующих умеренный вариант социально-экономического развития страны, добыча нефти прогнозируется существенно ниже - до 450 млн. т. в 2010 г. и до 460 млн. т. в 2020 г. Наконец, в критическом варианте рост добычи нефти может продолжаться лишь в ближайшие 1-2 года, а затем ожидается падение добычи: до 360 млн. т. к 2010 г. и до 315 млн. т. к 2020 г.

Добыча нефти будет осуществляться, и развиваться в России как в традиционных нефтедобывающих районах, таких как Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, так и в новых нефтегазоносных провинциях на Европейском Севере (Тимано-Печорский регион), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция).

Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Добыча нефти в регионе будет увеличиваться до 2010 г. по всем вариантам, кроме критического, а затем несколько снизится и составит в 2020 г. 290-315 млн. т. В рамках критического варианта разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами станет малорентабельной, что приведет к значительному падению добычи в регионе.

В Волго-Уральской провинции и на Северном Кавказе добыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и критическом вариантах добыча в этих регионах будет снижаться более интенсивно.

В целом в Европейской части России добыча нефти (включая шельфы) будет уменьшаться и составит к 2020 г. 90-100 млн.т. (против 110 млн.т. 2002г).

Исходя из современного и прогнозируемого качества сырьевой базы отрасли, необходимы:

Значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобы обеспечить необходимый прирост добычи из неоткрытых пока месторождений (государственная программа лицензирования недр должна с учетом вероятных рисков обеспечить достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и инвестиций в них);

Повышение коэффициентов нефтеизвлечения с целью повышения извлекаемого потенциала и текущей добычи разрабатываемых месторождений.

2 ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Республика Татарстан является старейшим нефтедобывающим районом страны. Имеются положительные факторы, позволяющие оптимистично оценивать перспективы подготовки новых запасов в старых нефтедобывающих районах.

Практика показывает, что прогнозные ресурсы и оценки по мере изучения непрерывно возрастают и Республика Татарстан классическое подтверждение этого. В Татарстане за годы рыночных реформ обеспечивалось расширенное воспроизводство запасов нефти против 20-50% в предыдущие годы. Обеспеченность разведанными запасами текущей добычи при ее непрерывном росте возрастала и в настоящее время выше, чем по стране. В республике регулярно проводится переоценка прогнозных ресурсов нефти. В результате начальные суммарные (извлекаемые) ресурсы возросли за последнее десятилетие на 21 %. Неопоискованные извлекаемые ресурсы оцениваются выше, чем 30 лет назад. По мере изучения они будут возрастать. Планируется дальнейшая переоценка прогнозных ресурсов, которая проводится один раз за 5 лет. Как правило, каждая переоценка прогнозных ресурсов приводит к их увеличению.

Во-вторых, при оценке ресурсов коэффициент извлечения нефти (КИН) принимается обычно равным 30-35 %. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет добыто к концу разработки месторождений.

Хотя для Республики Татарстан характерна высокая опоискованность недр, за годы рыночных реформ воспроизводство запасов в лом улучшилось и по сравнению со среднероссийским с более благоприятным. Однако в общем объеме прирост запасов за счет новых открытий снизился с 49,2 до 13 %/год. Несмотря на достаточную обеспеченность разведанными запасами нефти в стратегии значительное внимание уделено вопросам подготовки новых запасов. Это объясняется высокой долей трудноизвлекаемых запасов нефти, составляющей 80 %. Стратегия воспроизводства запасов на длительную перспективу в старых нефтяных районах должна предусматривать проведение работ в трех направлениях:

Дальнейшее изучение и опоискование залежей нефти в традиционных объектах разведки (отложения девона и карбона).

Проведение широкомасштабных работ по повышению КИН, что может стать новым важнейшим направлением повышения ресурсной базы старых нефтедобывающих районов.

Геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционных объектов глубокозалегающих пород кристаллического фундамента и рифей-вендских осадочных отложений, пермских битумов.

В настоящее время в нефтяной промышленности Республики Татарстан работает 28 малых нефтяных компаний, добыча нефти по которым составляет от 10 тыс. до 500 тыс. т/год. В основном эти компании были созданы на основании Указа Президента Республики Татарстан об увеличении добычи нефти в 1997-1998 гг. На конкурсной основе им было передано 67 нефтяных месторождений, причем в основном с трудноизвлекаемыми запасами, содержащих высокосернистые нефти, большинство из которых было открыто 15-30 лет назад. Создание новых нефтяных компаний коренным образом изменило ситуацию с добычей нефти в республике появились новые инновационные технологии, конкуренция, новые МУН и методы интенсификации добычи. В 2004 г. малыми компаниями добыто более 4,8 млн. т. В ближайшие годы намечается довести добычу нефти по всем независимым нефтяным компаниям до 8 млн. т/год.

Опыт развития нефтяной промышленности Татарстана показал следующее

Оптимизация условий недропользования и налогообложения - ключ к решению проблемы ВМСБ и обеспечения потребностей страны в нефти и газе,

Налоговое стимулирование и дифференцированное налогообложение добычи нефти в зависимости от горно-геологических условий и пенсии истощения запасов можно регламентировать и администрировать без коррупции;

Действующий закон «О недрах» позволяет дифференцировать НДПИ, стимулировать разработку «старых» и истощенных месторождений;

Если бережно относиться к недрам и по-хозяйски ими распоряжаться на уровне субъектов Федерации, то появляются огромные возможности для дальнейшего

С целью успешной реализации стратегии развития нефтегазового комплекса Республики Татарстан необходимо создать благоприятные условия, обеспечивающие необходимый прирост запасов и нефти, что возможно в результате принятия более совершенного закона «О недрах», проект которого находится на обсуждении.

Для успешной реализации энергетической стратегии Республики Татарстан до 2020 г. необходимо создать нормальные условия развития нефтяной промышленности. С этой целью следует:

Сохранить действующий механизм недропользования - совместное ведение Федерации и субъектов Российской Федерации по выдаче лицензий по принципу «двух ключей»: Российской Федерацией и субъектом Российской Федерации;

Предусмотреть возможность делегирования части полномочий федерального центра по регулированию недропользования на региональный уровень; передать региональным органам власти полномочия по распоряжению мелкими и средними месторождениями полезны ископаемых с извлекаемыми запасами нефти до 30 млн. т.;

Ввести дифференцированное налогообложение добычи нефти зависимости от горно-геологических и экономико-географических условий разработки нефтяных месторождений и товарного качеств нефти в недрах;

Для повышения эффективности освоения недр необходимо оста вить как конкурсную, так и аукционную форму доступа к недрам, каждая из них имеет преимущества и недостатки и может применяться зависимости от конкретных условий;

Для рационального использования ресурсов недр нужно усилить государственный контроль за выполнением оговоренных условий недропользования; это осуществимо через ежегодные дополнения к лицензионным соглашениям, в которых записываются годовые уровни добычи, воспроизводства запасов, объемы разведочного и эксплуатационного бурения; они берутся из утвержденных в установленном порядке проектных документов и авторских надзоров; контролируете выполнение органами МПР РФ; положительный опыт имеется в Республике Татарстан;

В законе «О недрах» необходимо предусмотреть стимулировании ВМСБ в результате отмены платежей на проведение ГРР за счет собственных средств недропользователей, заявочного характера представления участков для рисковых нефтепоисковых работ, оплаты недропользователями исторических затрат государства на участках недр только после выхода проекта на окупаемость и получения достаточных при былей, упрощения процедуры оформления открытий, полного финансирования региональных и функциональных геологических исследований за счет государства;

Утвердить на правительственном уровне «Правила разработки нефтяных месторождений» и для рационального использования запасов углеводородного сырья государственную комиссию по запасам и Цен тральную комиссию по разработке месторождений горючих полезны ископаемых подчинить непосредственно Правительству России.

3. НАУЧНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Доля трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых коллекторах, в подгазовых зонах и с вязкими нефтями, продолжает увеличиваться и сейчас составляет около 60% (рис. 3.1).

К сожалению, качество остаточных запасов ухудшается еще и по причине более активной выработки именно хороших, активных запасов. Если активные запасы выработаны к настоящему времени в среднем на 75%, то трудноизвлекаемые только на 35%.

Рисунок 3.1 - Динамика трудноизвлекаемых запасов нефтеотдачи месторождений России

Из рисунка 3.1 можно видеть, что с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов проектный коэффициент нефтеотдачи снижался многие годы, и только в последние годы стал незначительно расти.

Эти зависимости достаточно ярко иллюстрируют сложившуюся многолетнюю тенденцию в разработке нефтяных месторождений - негативное изменение структуры запасов многие годы, к сожалению, не компенсировалось совершенствованием используемых технологий нефтеизвлечения.

В некоторых случаях это было связано с отсутствием технологических решений по эффективному нефтеизвлечению для тех или иных геолого-физических условий, что в последние годы усугублялось тем, что соответствующие научно-исследовательские работы были ограничены. Однако гораздо чаще известные новые технологии недропользователями не используются. Причина, как правило, та, что их применение связано с большими затратами, особенно в начальный период разработки месторождения, и недропользователи зачастую избегают необходимости их использования. Не вполне оправдались и надежды на приход в Россию новых технологий нефтеизвлечения в связи с работой на месторождениях страны иностранных компаний.

Особую проблему в стране составляют заводненные месторождения - сейчас средняя обводненность добываемой продукции составляет около 86%.

Учитывая, что основным методом разработки месторождений страны является заводнение, количество остаточных запасов нефти в обводненных пластах будет постоянно возрастать. Для доизвлечения этих запасов необходимо также использовать более совершенные технологии.

Принимая во внимание складывающуюся структуру запасов и перспективы их развития, можно утверждать, что значительную роль в приросте извлекаемых запасов страны должны играть увеличение нефтеотдачи из трудноизвлекаемых запасов, а также запасов в заводненных пластах.

Нужно отметить, что международные нефтедобывающие компании обращают особое внимание на прирост извлекаемых запасов за счет применения новых технологий нефтеизвлечения: технологии повышения нефтеотдачи обеспечивают от 4 до 12% прироста извлекаемых запасов.

По оценкам зарубежных исследователей средняя проектная нефтеотдача в мире сейчас составляет около 30%, в США - 39%, при этом средняя реальная нефтеотдача в будущем прогнозируется в размере 50 - 60%.

Можно выделить три крупных блока основных методов разработки нефтяных месторождений: естественный режим, вторичные методы и третичные методы (методы увеличения нефтеотдачи).

Широкое применение заводнения позволило значительно повысить эффективность разработки нефтяных месторождений страны. Дополнительные увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении в определенных условиях обеспечивают так называемые гидродинамические методы воздействия: циклическое воздействие с переменой фильтрационных потоков, системная технология реализации ОПЗ, горизонтальные скважины, гидроразрыв пласта в системе скважин и другие.

Вместе с тем, по мнению большинства специалистов, кардинального повышения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране особенно в трудноизвлекаемых запасах можно достичь только при существенном увеличении масштабов применения «третичных» методов: тепловых, газовых и химических (достигаемая нефтеотдача 35 - 70%).

Вместе с тем методы увеличения нефтеотдачи являются гораздо более сложными, по сравнению с заводнением, процессами, основанными на механизмах дополнительного извлечения нефти из пористой среды. Технологии этих методов требуют, как предварительного тщательного научного обоснования применительно к конкретным условиям, так и последующего научного сопровождения при их применении с использованием новых и принципиально новых средств контроля и регулирования.

Все это требует дополнительных затрат. Вместе с тем, реальные вложения на создание новых технологий в отечественных компаниях на порядок меньше, чем в зарубежных.

Однако зарубежный да и отечественный опыт свидетельствует, что сложность и дополнительные затраты в конечном счете компенсируются повышенной эффективностью.

Имеются сведения, по более чем, 1500 проектам МУН в мире. Годовая добыча оценивается в 120 - 130 млн тонн.

В США на начало 2010 г. в работе было 194 проекта по повышению нефтеотдачи. Их число с 1998 г. несколько уменьшилось, изменяясь от 199 в 1988г., до 143 - в 2004 г. и 194 - в 2010 г., но, при этом произошло их укрупнение. Общая добыча нефти за счет этих методов составляет 34,4 млн.т/год. Особенно важно отметить, что доля добычи нефти за счет «третичных» методов в общей добыче в США составляет около 12%.

Рассматривая состояние и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи, следует сказать и об отечественном опыте активного внедрения этих методов в 80-е годы прошлого столетия.

Толчком к развитию проблемы явилось специальное постановление Правительства страны (1976 г.), которое определяло объемы дополнительной добычи нефти за счет применения «третичных» методов увеличения нефтеотдачи, а также объемы выпуска в стране необходимых для этого материально-технических средств. Было также предусмотрено экономическое стимулирование осуществления опытно-промышленных работ нефтедобывающими предприятиями. С целью концентрации усилий по решению данной проблемы был создан «Межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача». Организационная структура комплекса обеспечивала как научное сопровождение проблемы, так и обеспечение реализации программы опытных работ.

Переданные в структуру РМНТК сервисные компании («Термнефть», «Союзнефтепромхим», «Союзнефтеотдача», «Татнефтебитум») выполняли на опытных промыслах нефтедобывающих предприятий специальные комплексы работ, которые ранее не входили в практику деятельности предприятий (закачка химических агентов, генерирование и закачка теплоносителей и воздуха, закачка углеводородного газа, монтаж специального оборудования).

За сравнительно короткий период дополнительная добыча нефти за счет «третичных» методов возросла до 11 млн т/год. Научное сопровождение проблемы осуществлялось через «ВНИИнефть» с обеспечением соответствующего финансирования.

С переходом нефтяной промышленности на новую систему хозяйствования перестали действовать механизмы стимулирования проблемы увеличения нефтеотдачи, существенно уменьшилась активность научных исследований, объемы применения методов стали снижаться.

Сейчас добыча за счет «третичных» методов лишь незначительно превышает 1,5 млн т/год. В последние годы на месторождениях страны были начаты и развиты несколько проектов по применению тепловых и газовых методов воздействия. Вместе с тем, на наш взгляд, есть ряд проблем скорее прикладного порядка, исследование которых не может откладываться, если ставить цель увеличения объема освоения трудноизвлекаемых запасов в ближайшие годы. Среди этих проблем:

Регулирование продвижения оторочек растворов химреагентов по пласту;

Снижение адсорбции химических реагентов на пористой среде;

Создание адресных композиций химреагентов для конкретных условий пласта;

Внутрипластовое снижение вязкости нефти химреагентами;

Моделирование процессов фильтрации различных агентов нефтеизвлечения;

Регулирование процесса внутрипластового окисления нефти;

Определение влияния свойств пористой среды и закачиваемых в пласт агентов на кинетику окисления при закачке воздуха высокого давления;

Определение влияния температуры на капиллярные свойства пористой среды;

Определение влияния температуры на кривые фазовых проницаемостей для различных пористых сред;

Оптимизация объемов газовых агентов при сочетании закачки газа и воды;

Использование пенных систем и других реагентов для регулирования физико-химических, тепловых и газовых методов;

Оценка эффективности закачки слабоминерализированной воды в пласты, изменение смачиваемости пористой среды;

Оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи по промысловым данным и многие другие.

Объемам и уровню работ по применению методов увеличения нефтеотдачи и освоения трудноизвлекаемых запасов соответствует, к сожалению, и их текущее научное обеспечение.

Хотя отсутствие федеральных и отраслевых программ по данной проблеме не позволяет конкретно представить объемы исследований по отдельным методам, но косвенные показатели (особенно в сопоставлении с зарубежными компаниями) достаточно красноречивы.

Так по имеющимся данным, расходы на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в зарубежных нефтегазовых компаниях в 6 - 10 раз больше, чем в крупных российских компаниях.

Рисунок 3.2 - Объемы финансирования НИОКР на одного исследователя, тыс. долл.

По данным Г.И. Шмаля, компания «Шелл» затратила на НИОКР в 2007 г. - 1,2 млрд долл., в 2008 г. - 1,3 млрд долл., в 2009 г. - 1 млрд долл. Затраты же всех нефтяных компаний России вместе с Газпромом на НИОКР составляли в том же году 250 млн. долл. Рассматривая более широко проблему научного обеспечения создания новых технологий, отметим необходимость участия в ее финансировании как государства так и бизнеса. Можно видеть (рис. 3.2), что в России финансирование НИОКР значительно меньше, чем в других странах - как со стороны государства, так, и особенно, со стороны бизнеса.

Интересны данные по патентованию в нефтегазовом секторе, которые еще раз подчеркивают зависимость этого показателя от объемов финансирования НИОКР: количество зарегистрированных патентов в российских компаниях в десятки раз меньше, чем в зарубежных (рис. 3.3).

Рисунок 3.3 - Количество зарегистрированных патентов нефтяными и газовыми компаниями, шт.

В последнее время появился ряд обнадеживающих факторов для возможности ускоренного развития проблемы увеличения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами. Озабоченность состоянием полноты нефтеизвлечения на месторождениях страны высказана руководством страны.

Приняты постановления Правительства по экономическому стимулированию разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами:

Нефти повышенной вязкости (более 20 мПа.сек);

Высокообводненними (более 85%);

С пластами низкой проницаемости (1,5-2,0; 1,0-1,5; менее 1,0 мкм 2 .10 -3).

К сожалению, реализация принятых документов встречает ряд практических трудностей, которые связаны с необходимостью создания обособленных систем сбора и подготовки нефти, что требует иногда значительных затрат. Что касается низко проницаемых пластов, то представленная редакция Постановления еще требует дополнительных уточнений, как по методике определения проницаемости (абсолютная или относительная), так и по возможности достижения такой точности диагностирования нефтяных пластов по проницаемости.

При рассмотрении перспектив усиления научного обеспечения отрасли иногда высказывается предложение возложить решение отраслевых проблем на нефтяные компании и их научные центры. Следует, однако, учитывать, что сосредоточенные в нефтяных компаниях научно-аналитические центры ориентированы на решение текущих прикладных задач, кроме того, общемировая практика показывает, что любая экономически развитая страна имеет свою промышленную политику, а промышленная политика без системно организованной отраслевой науки невозможна. Объясняется это тем, что горизонт технологического прогноза корпорации редко превышает 7 - 10 лет, фундаментальные же исследования обещают экономически значимый результат через 20 - 30 лет. В образовавшемся двадцатилетнем зазоре как раз и работает система прикладной (отраслевой) и академической науки - именно в этом временном промежутке задаются ориентиры для прорывных инноваций, передающихся на следующем шаге в подразделения НИОКР корпораций.

Известны также предложения о концентрации нефтяной науки в учебных университетах, как это отчасти практикуется в ряде зарубежных стран. Однако при этом надо учитывать тот факт, что отечественные университеты пока не имеют необходимой научно-технической и кадровой базы, а также, самое главное, опыта прикладных исследований, который создается многолетними усилиями.

Поэтому, как представляется, перспективы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений страны и применение МУН связаны с необходимостью возрождения системы научного обеспечения этой проблемы на базе комплекса отраслевых и учебных институтов с привлечением в ряде случаев институтов АН России.

В целом можно следующим образом сформулировать предложения по активизации работ по созданию новых технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимы:

Государственное регулирование проблемы;

Концентрация научных, методических и технологических усилий на основе научно-технических программ;

Создание научных Центров на базе отраслевых институтов и ВУЗов;

Организационно-финансовое обеспечение проблемы на основе государственных программ опытных и научно-исследовательских работ, лицензионных и проектных документов;

Совместные программы (пулы) нефтяных компаний по исследованию и испытанию МУН;

Научное сопровождение опытных работ.

На мой взгляд, реализация этих предложений позволит уже к 2025 г. извлекаемые запасы страны увеличить на 2 - 4 млрд тонн с годовой дополнительной добычей: 30 - 60 млн тонн/год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вопросы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти сопряжены с проблемой повышения коэффициента нефтеотдачи. В последние 25 лет КИН в России снизился с 42 до 27-28%, в то время как в США за тот же период КИН вырос с 32 до 40%, хотя структура запасов нефти там изначально хуже. Эта опасная тенденция связана с двумя причинами. Во-первых, трудноизвлекаемые запасы уже составляют более 50% запасов нефти России, а при их отработке КИН всегда ниже. Во-вторых, утвержденные проекты разработки главных месторождений России предусматривают традиционное заводнение залежей с характерным для него низким КИН, а не использование современных технологий увеличения нефтеотдачи. Об эффективности этих технологий свидетельствует опыт США, где, несмотря на истощенные недра, за счет инновационных технологий ежегодно добывается более 30 млн. тонн нефти. Но и в России, на старейшем Ромашкинском месторождении Татарстана, за счет применения этих методов ежегодная прибавка к объему добычи составляет 1,5 млн. тонн. К сожалению, это единственный пример в России.

Прирост запасов нефти, особенно в последние годы, в 2 раза превышает ее добычу. Созданные в Татарстане 24 новые независимые нефтяные компании уже обеспечили ускоренный ввод в разработку 36 нефтяных месторождений. Все нефтяные компании (без ОАО «Татнефть») в ближайшие годы будут добывать 8 - 8,5 млн. т/год. Крупнейшая нефтяная компания - ОАО «Татнефть», по объему годовой добычи входящая в четверку крупнейших нефтяных компании России и в число 30 ведущих нефтяных компаний мира, дает до 40 % поступлений в бюджет Республики Татарстан. Добывшая с начала разработки месторождений Татарстана около 2,7 млрд. т нефти, компания стабилизировала добычу нефти, обеспечив превышение прироста запасов над добычей в 2 раза. В настоящее время более 40 % нефти на месторождениях Татарстана добывается за счет внедрения современных технологий и методов повышения нефтеотдачи пластов. Неслучайно ценные бумаги ОАО «Татнефть» котируются на престижных Лондонской и Нью - Йоркской биржах.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бурение и нефть. Август 2012. Специализированный журнал.

2. Дунаев В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник / В.Ф. Дунаев, В.Л. Шпаков. Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. - Нефть и газ, 2009. - 352 с.

3. Конторович А. Э., Коржубаев А. Г., Эдер Л. В. Стратегия развития нефтяного комплекса / Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация». - 2008. - №7. - 78 с.

4. Коржубаев А. Г., Соколова И. А., Эдер Л. В.. Анализ тенденций в нефтяном комплексе России / Всероссийский экономический журнал «Экономика и организация», 2010., - № 10 - 103 с.

5. Мартынов В. Н. В нефтегазовом образовании - кризис перепроизводства / Журнал «Нефть России», 2009., - № 8 - 23 с.

Понравилось? Нажмите на кнопочку ниже. Вам не сложно , а нам приятно ).

Чтобы скачать бесплатно Рефераты на максимальной скорости, зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.

Важно! Все представленные Рефераты для бесплатного скачивания предназначены для составления плана или основы собственных научных трудов.

Друзья! У вас есть уникальная возможность помочь таким же студентам как и вы! Если наш сайт помог вам найти нужную работу, то вы, безусловно, понимаете как добавленная вами работа может облегчить труд другим.

Если Реферат, по Вашему мнению, плохого качества, или эту работу Вы уже встречали, сообщите об этом нам.

ТРИЗы трудноизвлекаемые запасы . В СССР личный Баккен (баженовская свита ) был замечен на 10 лет позднее, чем в США, а внимательно исследовать его начали в 1968 году. Это был как один что случай, когда «не было бы счастья, да горе помогло». На Салымском месторождении близ местечка Горноправдинска во время углубления разведочной скважины 12‑Р при забое 2840 м случилось неконтролируемое фонтанирование нефтью, в итоге чего загорелась буровая аппарат. В последствии разбирательства с ролью правоохранительных органов получилось обосновать, что геологи и трудящиеся не повинны. Фонтан (его мощность расценили в некоторое количество сот тонн в сутки), образовавшийся там, где его никто не ждал, вскружил головы научным работником и русским руководителям. Баженовскую свиту (а как раз оттуда забил фонтан) начали деятельно изучать и бурить свежие скважины. Но довольно проворно обнаружилось, что продуктивность скважин безусловно различная, при данном в следствии технологических задач у геологов не было способности охарактеризовать сечение баженовской свиты всецело. В результате длительное время месторождения Бажена оставались быстрее предметом научных исследований, чем настоящей промышленной разработки.

Сейчас обстановка принципно другая. В следствии истощения классических месторождений и (в данном стоит признаться) удачного навыка USA по разработке сланцевых формаций правительство в РФ и нефтяные фирмы обращают на разработку трудноизвлекаемых припасов нефти самое пристальное забота. С Баженом трудятся все фавориты российской «нефтянки» - «Роснефть», ЛУКОЙЛ, «Сургутнефтегаз», завышенное забота сланцевым планам уделяет и «Газпром нефть». В начале февраля 2014 года было подписано дополнение к деятельному договору с Schlumberger о технологическом сотрудничестве в разработке трудноизвлекаемых припасов нефти, в частности, баженовской свиты. А ещё в 2013 году Shell и «Газпром нефть» сделали совместное предприятие «Ханты-Мансийский нефтегазовый союз» для работы на участках со сланцевой нефтью в Западной Сибири. При данном у фирм уже есть успешное СП - «Салым Петролеум Девелопмент», которое ведет освоение Салымской группы нефтяных месторождений и еще трудится над разработкой баженовской свиты: в феврале сегодняшнего года СПД приступила к бурению 1 горизонтальной оценочной скважины на Верхне-Салымском месторождении. Впрочем кроме технологической элемента, во всех планах вовлечения в разработку трудноизвлекаемых припасов в РФ (как, вобщем, и в всякий иной стране мира) есть и экономическая.

НАЛОГОВЫЕ ПОСЛАБЛЕНИЯ (трудноизвлекаемые запасы)

Позиция русских властей в отношении значимости вопроса вовлечения в добычу трудноизвлекаемых запасов поменялась кардинально. В частности, по оценке руководители Минприроды Сергея Донского, исследование нестандартных припасов углеводородов в РФ, которое активируется в реальное время, будет необходимым фактором в добыче нефти через 20 лет: «Если по трудноизвлекаемым припасам нефти мы сможем поставить на баланс припасы в ХМАО, то Российская Федерация может истечь на 1-ое пространство в мире в целом по припасам нефти». При Министерстве природных ресурсов РФ на основе «Росгеологии» формируется координационный середина по исследованию и изучению нестандартных обликов и источников углеводородного сырья. По текстам замгендиректора данной фирмы Романа Самсонова, на земли РФ целенаправлено осуществить четыре-пять искусных полигонов с различными природными критериями, ландшафтом, геологическими особенностями. Министр энергетики Александр Новак, в собственную очередь, что, что Российская Федерация продолжит увеличивать добычу нефти, в что числе спасибо изучению трудноизвлекаемых припасов. По его текстам, интенсификация работы с данной категорией ресурсов стала вероятна в последствии принятия поправок в законодательство о налоговых льготах, которые инициируют добычу трудноизвлекаемых припасов нефти.

Вправду, правительство в 2012–2013 годах предприняло некоторое количество шагов в данном направленности, центральным из коих стала разработка Федерального закона № 213‑ФЗ, коим введена налоговая льгота в облике понижающих коэффициентов к ставке налога на добычу нужных ископаемых (НДПИ) в отношении нескольких категорий ТРИЗов. В частности, ставка НДПИ имеет возможность быть снижена от 20% до 100% в зависимости от проницаемости залежи и на подобии продуктивного отложения (ноль функционирует для нефти, добываемой из залежей, отнесенных к баженовским, абалакским, хадумским и доманиковым продуктивным отложениям). Не считая такого, в закон «О таможенном тарифе» внесены исправления, которые ставят пониженную ставку вывозной пошлины на нефть, добываемую из залежей тюменской свиты. Для использования пониженной ставки нужно, чтобы соответствие исходных припасов нефти в отложениях тюменской свиты составляло не наименее 80% от исходных припасов нефти всего лицензионного участка.

В законе есть и лимитирования по предоставлению льгот. Одно из самых значительных - уровень выработанности залежей трудноизвлекаемых припасов по состоянию на 1 января 2012 года не обязана превосходить 3% или залежи обязаны быть установлены на муниципальный баланс припасов в последствии 1 января 2012 года. Много проблем делает и то, что порядок определения характеристик проницаемости и действенной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья располагается на стадии разработки. А до введения сего около в мощь налогоплательщик должен управляться значениями проницаемости и действенной нефтенасыщенной толщины пласта, отмеченными в Муниципальном балансе припасов нужных ископаемых (ГБЗ) по состоянию на 1 января 2012 года. Впрочем 1-ая практика использования льготы выявила, что характеристики проницаемости, действенной нефтенасыщенной толщины пласта и на подобии продуктивного отложения в ГБЗ невсякий раз отражены тактично . А это значимо осложняет вероятность получения льготы. С 7 февраля 2014 года срабатывают объяснения Федеральной налоговой службы РФ с списком названий пластов с отнесением их к что или же иному продуктивному отложению. Впрочем как станут трудиться эти объяснения , пока же непонятно .

В целом нефтяные фирмы положительно рассматривают назначение, в котором едет правительство, стимулируя разработку ТРИЗов. 213‑й закон уже дозволил увеличить финансовую эффективность разработки и установить в опр трудноизвлекаемые припасы 10-ов месторождений по всей стране. В ранце «Газпром нефти» эти залежи еще есть. Впрочем, по воззрению нефтяников, имеющий место быть комплект льгот все же не имеет возможность в абсолютной мере инициировать разработку трудноизвлекаемых припасов. Правительство, идя навстречу пожеланиям нефтяников, приглашает увеличить порог выработанности месторождений с 3 до 10%. Законопроект, в котором предлагается распространить вероятность использования понижающих коэффициентов к ставке НДПИ на залежи, относящиеся к продуктивным отложениям баженовской, хадумской, доманиковой и абалакской свит со степенью выработанности припасов по состоянию на 1 января 2012 года от 3 до 10%, уже располагается в Госдуме. Напротив сего не возражает в том числе и Минфин РФ, а в отделе связи с общественностью Минэнерго журналисту «СН» заявили, что ведомство, больше такого, считает целесообразным прирастить верхнюю рубеж степени выработки с 10 до 13%, «поскольку имеющие место быть в данный момент лимитирования по выработанности припасов в целях использования дифференцированной ставки НДПИ в отношении трудноизвлекаемой нефти ликвидировали вероятность использования льгот для экономики планов, длительное время оказавшихся в разработке».

Рассматривается в данный момент и вероятность предоставления налоговых преференций в облике понижающего коэффициента к ставке НДПИ для высоковязкой нефти (с вязкостью от 30 мПа·с до 200 мПа·с).

Но и эти заключения, в случае если они станут приняты, все же возможно рассматривать только как часть ансамбля мер по стимулированию разработки трудноизвлекаемых припасов. Нефтяники желали бы ввести нулевую ставку НДПИ для месторождений трудноизвлекаемых припасов за пределами зависимости от степени выработанности месторождений, распространить льготы на низкопроницаемые коллекторы, участки с невысокой нефтенасыщенностью (не больше 55%) или же невысокой действенной шириной пласта (не больше 4 метров), или же с высочайшей обводненностью (более 80%) на ачимовскую свиту, продлить льготный налоговый этап до 20 лет для всех категорий трудноизвлекаемых припасов.

«Конечно, беря во внимание нацеленность Минфина РФ на недопущение понижения прибыльной части бютжета государства, возможности принятия этих поправок неочевидны, - что босс управления налоговой политические деятели „Газпром нефти“ Александр Шубин. - Впрочем это работа на будущее. Толика НДПИ в структуре всех налогов планов (за исключением экспортной пошлины) составляет в пределах 80%, и расширение характеристик льготирования для ТРИЗов имеет возможность оказать значительное воздействие на эффективность их реализации, что несомненно поможет исключить низкорентабельные планы на приемлемый для принятия позитивного вкладывательного заключения степень доходности.

При условии настоящей доработки нормативно-правовой базы в части расширения периметра льготируемых припасовзапасов, продления срока воздействия льготы и установления бесцветной процедуры определения и использования свежих коэффициентов льгота имеет возможность предоставить вторую жизнь почти всем деятельным активам русской нефтяной ветви и „Газпром нефти“ в частности, а еще окажет позитивное воздействие на втягивание в разработку свежих ТРИЗов с внедрением современных технологий добычи нефти, содействуя обновлению технологического арсенала отрасли».

Об данном же беседуют и отраслевые специалисты. По мониторингу ГП «НАЦРН им. В. И. Шпильмана», к 2030 году на месторождениях баженовской свиты имеет возможность добываться 18–20 млн тонн нефти в год, но при условии хранения пакета льгот. При данном льготы, выданные сейчас, окупятся на следующий день. По оценке Центра им. Шпильмана, добыча приблизительно 600 млн тонн нефти из месторождений баженовской свиты имеет возможность доставить в бютжет до 2 трлн руб..

В «Газпром нефти» (да и в целом в отрасли) предполагают, что льготирование разработки ТРИЗов - только 1-ый период на пути к увеличению привлекательности добычи сложной нефти в РФ. Деятельные льготы довольно узкоприменимы, и под их воздействие попадает только небольшая часть припасов, характеризующихся сложностью разработки. Наилучшим механизмом стимулирования разработки этих припасов нефтяники именуют налог на вспомогательный заработок, который станет гарантировать составление налогооблагаемой базы в зависимости от конечных финансовых итогов работы. При данном НДД дозволит фирмам минимизировать фискальную нагрузку на исходной стадии дел, когда вложения максимальны, а отдачи ещё буквально нет.

Впрочем в правительстве пока же нет целостности по данному предлогу. В Минэнерго в аутентичный момент диспутируется вероятность вступления НДД для отдельных планов, но Минфин говорит, что данная содержание сейчас не приоритетна. Адепты же ветви не утрачивают надежды и продолжают находить свежие расклады к разработке трудноизвлекаемых припасов.

Сотрудники Научно-технического центра «Газпром нефти» совместно со специалистами компании «Газпромнефть-Восток» на Арчинском месторождении в Парабельском районе провели первый повторный гидроразрыв пласта с использованием специальных химических веществ и полимеров нового поколения. Дальнейшее тиражирование технологии может увеличить до 50 % объем добычи нефти на месторождениях с карбонатными залежами, которые составляют более 40 % извлекаемых запасов компании.

Во время проведения гидроразрыва на месторождениях с карбонатными породами используются химические вещества, которые создают в пласте трещины: по ним нефть поступает в скважину. Чем больше протяженность трещин, тем больший объем залежи она может охватить.

НТЦ «Газпром нефти» и «Газпромнефть-Восток» провели повторный гидроразрыв пласта с использованием загущенной кислоты и передовых полимеров. С помощью специальных рецептур замедляется скорость реакции состава с породой, что позволяет реагенту охватывать дополнительные зоны нефтеносного пласта, создавая более протяженные трещины.

Специалисты «Газпром нефти» проработали варианты технологических решений, подходящих для условий Арчинского месторождения. После проведения экспериментальной обработки скважины первый месяц эксплуатации показал двукратное увеличение объема добычи нефти.

«Газпромнефть-Восток» сделал очередной важный шаг на пути к эффективной разработке трудноизвлекаемых запасов, стабилизации добычи нефти в Томской области, развитию отрасли», - прокомментировал результаты применения новой технологии заместитель губернатора Томской области по промышленной политике Игорь Шатурный.

«Новые вызовы, которые перед нами ставит нефтяная отрасль, требуют использования инновационных подходов. Ежегодно растет фонд скважин, пробуренных в карбонатных коллекторах, и мы первые в Томской области применили такое технологическое решение, как использование специального полимера при повторном проведении КГРП. Это позволяет вовлечь в работу неохваченные зоны пласта и тем самым более эффективно вырабатывать запасы на наших активах. Для нас это очередной и важный шаг в работе с трудноизвлекаемыми запасами», - отметил главный геолог «Газпромнефть-Востока» Анатолий Верин.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - способ интенсификации добычи нефти. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт и обеспечивающие приток нефти. При многостадийном ГРП (МГРП) в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва. Таким образом обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

Карбонатные породы - это пласты, сложенные преимущественно известняками и доломитами. Отличительной особенностью карбонатных коллекторов является сложная структура пустотного пространства, в котором заключены углеводороды. В настоящее время 60 % запасов нефти в мире сосредоточено в карбонатных залежах.

Загущенная кислота - химическое вещество вязкого, тягучего типа.

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» 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.