Сопоставление добычи и потребления нефти по регионам мира. Стабильной добычей нефти характеризуется


Может ли показатель Дм, характеризующий особенности добычи нефти, быть с минусом?

 

 

Напряженный график не позволяет посещать мероприятия по повышению квалификации?

 

Мы нашли выход!

 

 

Повышение квалификации бухгалтеров

Консультация предоставлена 07.02.2017 года

 

 

Может ли показатель Дм, характеризующий особенности добычи нефти, быть с минусом (коэффициенты Кв, Кз принимаются равными 1, остальные коэффициенты (Кд, Кдв, Ккан) также принимают значение 1, так как нет оснований для применения иных значений)?

 

По данному вопросу мы придерживаемся следующей позиции:

 

В рассматриваемой ситуации, когда значения коэффициентов: Кв = Кз = Кд = Кдв = Ккан = 1, ставка НДПИ принимает значение 919 рублей за 1 тонну, умноженное на коэффициент Кц, характеризующий динамику мировых цен на нефть.

 

Обоснование позиции:

 

Пунктом 1 ст. 338 НК РФ установлено, что налоговая база по НДПИ определяется налогоплательщиком самостоятельно в отношении каждого добытого полезного ископаемого (в том числе полезных компонентов, извлекаемых из недр попутно при добыче основного полезного ископаемого).

При добыче углеводородного сырья, за исключением углеводородного сырья, указанного в пп. 2 п. 2 ст. 338 НК РФ, налоговая база определяется как количество добытых полезных ископаемых в натуральном выражении (пп. 3 п. 2 ст. 338 НК РФ).

Согласно пп. 9 п. 2 ст. 342 НК РФ с 1 января 2017 года налогообложение производится по налоговой ставке 919 рублей за 1 тонну добытой нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной. При этом указанная налоговая ставка умножается на коэффициент Кц, характеризующий динамику мировых цен на нефть. Полученное произведение уменьшается на величину показателя Дм, характеризующего особенности добычи нефти. Величина показателя Дм определяется в порядке, установленном ст. 342.5 НК РФ (то есть ставка НДПИ = 919 х Кц - Дм).

В свою очередь, согласно п. 1 ст. 342.5 НК РФ показатель, характеризующий особенности добычи нефти (Дм), рассчитывается по следующей формуле:

 

Дм = Кндпи x Кц x (1 - Кв x Кз x Кд x Кдв x Ккан) - Кк.

 

При этом в соответствии с абзацем седьмым п. 1 ст. 342.5 НК РФ коэффициент Кк устанавливается равным 306 на период с 1 января по 31 декабря 2017 года включительно, 357 - на период с 1 января по 31 декабря 2018 года включительно, 428 - на период с 1 января по 31 декабря 2019 года включительно, 0 - с 1 января 2020 года.

Так, с 01.01.2015 на основании Федерального закона от 24.11.2014 N 366-ФЗ с целью совершенствования эффективных моделей (механизмов) в налогообложении нефтяной отрасли*(1) изменился порядок расчёта ставки НДПИ в отношении добытой нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной, поскольку в расчёте начал принимать участие показатель Дм, характеризующий особенности добычи нефти.

Очевидно, что показатель Дм может принимать нулевое значение - в случае, когда особенности добычи нефти нивелируются (когда все коэффициенты, участвующие в расчете показателя Дм, становятся равными 1). Когда же такие особенности имеют место, показатель Дм уменьшает налоговую ставку по НДПИ. Но это уменьшение с 2017 года начинает ограничиваться применением величины вычитаемого показателя Кк, поскольку пункт 1 ст. 342.5 НК РФ был дополнен абзацем седьмым на основании пп. "б" п. 41 ст. 2 Федерального закона от 30.11.2016 N 401-ФЗ (далее - Закон N 401-ФЗ), который вступил в силу с 01.01.2017 (ч. 5 ст. 13 Закона N 401-ФЗ).

В НК РФ не разъясняется, подлежит ли учету Кк при расчёте налоговой ставки в случае, когда значение в формуле ст. 342.5 НК РФ (Кндпи x Кц x (1 - Кв x Кз x Кд x Кдв x Ккан)) приобретает нулевое значение.

Физический смысл показателя Кк, действующего по 31 декабря 2019 года включительно, - увеличение ставки НДПИ на нефть через уменьшение вычитаемого показателя Дм:

- на 306 руб. - в 2017 г.;

- на 357 руб. - в 2018 г.;

- на 428 руб. - в 2019 г.

Об этом, например, говорит автор в статье "Новое в НДПИ при добыче нефти и газа" (смотрите http://www.yumaev.ru/ndpi17oil_2.pdf): "в формулу определения показателя Дм вводится дополнительное не имеющее названия вычитаемое Кк... Учитывая, что и сам показатель Дм является вычитаемым, указанные значения (Кк) в 2017-2019 годах увеличивают окончательную ставку НДПИ при добыче нефти". То есть из этого следует, что увеличение налоговой нагрузки производится за счёт снижения эффекта от применения введенного с 2015 года показателя Дм.

Кк является вычитаемым из показателя Дм, а не вычитаемым или дополнительным слагаемым результата произведения (919 х Кц) в формуле, по которой определяется ставка НДПИ согласно пп. 9 п. 2 ст. 342 НК РФ.

С учётом изложенного, а также принимая во внимание п. 7 ст. 3 НК РФ, полагаем, что ставка НДПИ будет определяться в рассматриваемой ситуации как произведение значения 919 рублей за 1 тонну, умноженное на коэффициент Кц, характеризующий динамику мировых цен на нефть.

К сожалению, нам не удалось найти официальных разъяснений и судебной практики по ситуации, аналогичной Вашей. Обращаем Ваше внимание, что высказанная в ответе точка зрения является нашим экспертным мнением и может не совпадать с мнением налоговых органов. В этой связи Вы можете на основании п. 1 ст. 34.2 НК РФ и п. 1 ст. 21 НК РФ воспользоваться правом налогоплательщика и обратиться в Минфин России или в налоговый орган по месту учета организации за получением персональных письменных разъяснений по данному вопросу. Выполнение налогоплательщиком письменных разъяснений, данных ему финансовым, налоговым или другим уполномоченным органом государственной власти (уполномоченным должностным лицом этого органа) в пределах его компетенции, является основанием для неначисления пеней на сумму недоимки, которая образовалась у указанного лица в результате выполнения такого письменного разъяснения, а также признается обстоятельством, исключающим вину лица в совершении налогового правонарушения (п. 8 ст. 75 и пп. 3 п. 1 ст. 111 НК РФ).

 

 

  Ответ подготовил:

Эксперт службы Правового консалтинга ГАРАНТ

 Графкин Олег

 Контроль качества ответа:

Рецензент службы Правового консалтинга ГАРАНТ

аудитор, член РСА Горностаев Вячеслав

*(1) С одной стороны, эффективный механизм в налогообложении нефтяной отрасли должен обеспечить значительные и стабильные налоговые поступления в государственный бюджет, с другой - сохранять достаточные стимулы для инвестиций в данный сектор экономики.

*(2) При этом коэффициент, характеризующий регион добычи и свойства нефти (Ккан), принимается равным 1, за исключением случаев, указанных в п. 4 ст. 342.5 НК РФ (п. 4 ст. 342.5 НК РФ, смотрите также письмо ФНС России от 31.12.2015 N СД-4-3/[email protected]).

*(3) При нулевом значении Дм показатель Кк не может быть использован для уменьшения результата произведения налоговой ставки на Кц, что означает снижение налоговой нагрузки не за счёт показателя Дм, а за счёт показателя Кк. Смотрите пример в статье: Независимая нефтегазодобыча в условиях налоговых реформ 2016 г. - Козеняшева М. (размещена на: http://www.assoneft.ru/analytics/dictionary/).

 

garant-victori.ru

Сопоставление добычи и потребления нефти по регионам мира.

Добыча нефти хоть и росла довольно быстро, но рубеж в 100 тысяч тонн нефти был достигнут лишь в 70-х годах прошлого столетия. В 1900 году (начале 20 века) годовая добыча нефти была меньше 20 млн. тонн (19,8 млн. тонн). К 2000-му году мировая добыча нефти увеличилась почти в 170 раз. Таких темпов подъема нефтяной промышленности в новом веке (21-м) ожидать не приходится.

Историю развития мировой нефтяной промышленности до сегодняшнего времени можно разделить на два периода – до 1970 годов и после этих лет. По 1970-е годы добыча нефти за каждое десятилетие практически удваивалась, то есть росла за десятилетие в геометрической прогрессии. В этот период в промышленную разработку вступали новые страны – Саудовская Аравия, Кувейт, Ирак, Ливия, Нигерия. Сегодня они являются крупнейшими нефтедобывающими государствами. В 1979 году мировая добыча нефти (без газового конденсата и других жидких углеводородов нефтедобычи) достигла 3,122 млрд. тонн.

За весь период с начала нефтяной промышленности (с 1859 года) почти всегда первые два места занимали США и Россия. Причем, если сначала Россия была на втором месте, то в 1898 году она достигла и обогнала США и четыре года (по 1901 включительно) была на первом месте. США открыв новое месторождение с фонтанной добычей (Спингл-Тол), сразу обогнала нашу страну, и США была на первом месте до середины 70-х годов. С 1974 года наша страна последовательно наращивала добычу нефти. мы обогнали США по добыче нефти, а в 1975 году и по добыче всех жидких углеводородов. В основном, весь 20-й век первое место занимали США, а в конце 20-го века – Россия.

Очевидно, что третий период развития начнется тогда, когда нефтяная промышленность достигнет своего максимума, после чего добыча начнет сокращаться.

Достаточно хорошо известно, что заявлять добычу гораздо проще, чем заявлять запасы. Поэтому существуют весьма приближенные и очень противоричивые сведения по оставшимся извлекаемым запасам нефти. назывались разноречивые цифра по поводу оставшихся запасов. В 1994 году на 14 мировом конгрессе в Норвегии была названа цифра в 150 млрд. тонн утвержденных оставшихся мировых запасов. Кроме утвержденных приводили цифры вероятных запасов с вероятностью 50%, 90%. Но вряд ли эта цифра верная.

Можно очень точно подсчитать накопленную добычу. К 2000 году в мире добыто 120 млрд. тонн нефти. В 2000 году появилась статья Бетсета, посвященная извлекаемым запасам, где он утверждает, что оставшиеся запасы составляют 120 млрд. тонн, получается, что начальные извлекаемые запасы 240 млрд. тонн, т.е. начальные извлекаемые запасы на 50% извлечены.

Если мы знаем остаточные извлекаемые запасы (ОИЗ) и разделим их на мировую годовую добычу, то получаем кратность запасов – около 40 лет. Если примем ОИЗ – 150 млрд. тонн – то получим 50 лет. Кратность – это количество лет, на которые хватит добычи, если не будет новых запасов и если будет такой темп добычи, который сегодня существует. Но запасы конечно, будут прибавляться, а темп добычи увеличиваться.

Кроме запасов установленных , всегда имеются запасы предполагаемые (хотя бы с вероятностью 50%). Кроме того, не учитываются запасы сверхтяжелой нефти с удельным весом более 1, измеряемые сотнями миллионов тонн – они имеются в Канаде, Венесуэле. Причем, если раньше об этих запасах только говорилось, теперь в Венесуэле уже начата промышленная разработка запасов сверхтяжелой нефти. И понятно, почему именно теперь – подорожала нефть и стали рентабельны те способы добычи сверхтяжелой нефти, которые до сих пор считались нерентабельными.

Сравнительно небольшие запасы сверхтяжелой нефти имеет Англия. И она тоже рассматривает проекты ее добычи на прибрежных месторождениях. Тяжелой нефтью заинтересовались и другие страны.

В ближайшие десятилетия по-прежнему основным энергоносителем останется нефть. Поэтому придется заняться точными подсчетами извлекаемых запасов.

Начиная с 1950 года и до сегодняшнего дня, нефтедобычей занимается 16 стран мира, каждая из которых входила в первую десятку в тот или иной год: США, Россия, Ирак, Венесуэла, страны ОПЕК (СА, Кувейт, ОАЭ). Страны ОПЕК содержат 76% мировых запасов и дают 41% мировой добычи. Они экспортируют большое количество нефти в США, Японию, Западную Европу. Япония имеет смехотворную добычу нефти, а потребляет больше 200 млн. тонн, т.е. живет в основном за счет импорта.

В странах, не принадлежащих к ОПЕК, запасы нефти непрерывно уменьшаются. В США запасы нефти уменьшаются с 50-х годов, только в 60-х годах (за счет месторождений на Аляске несколько повысились).

Добыча нефти обгоняет прирост запасов практически по всем странам, за исключением стран ОПЕК. Последние, обладая огромными запасами, продолжают вести большие геологоразведочные работы, наращивая запасы. Мало того, страны ОПЕК понимают, что экспортировать только сырую нефть невыгодно и потому начинают развивать переработку.

США

США отводится особая роль в мировой нефтяной промышленности. Кроме того, что Америка занимает первое место по добыче нефти с жидкими углеводородами. Она занимает первое место и по потреблению. Максимальная добыча в США достигнута в 1974 году – 474 млн. тонн + 100 млн. тонн жидких углеводородов. Сегодня добыча нефти в США составляет 63% от того максимума, который был достигнут, т.е. падение составляет 37%.

США потребляет 852 млн. тонн всех жидких углеводородов (26% от мирового потребления углеводородов). В стране более 560 тыс. скважин, 75% из них относятся к категории малодебитных (10 барр.сутки – 1,36 тонны – характеризуют малодебитные). Средний дебит малодебитных скважин составляет всего 0,3 т/сутки. В штате Пенсильвания – средний дебит скважин 60-80 кг/сутки.

В США около 35 тыс. (34800) нефтяных месторождений. Гигантскими из них признаны только порядка 300. Гигантскими месторождениями в США называются месторождения НИЗ которых превышают 100 млн. баррелей (13,6 млн. тонн). Есть только 5 месторождений с НИЗ более 300 млн. тонн нефти. первое место по добыче занимает Техас (около 25% добычи), на второе место сейчас вышла Луизиана, ранее длительное время на втором месте была Аляска (штат с быстропадающей сейчас добычей нефти) – сейчас на третьем месте. На четвертом месте Калифорния. Из 26 штатов, где добывается нефть, в 22 штатах добыча только падает. В Калифорнии добыча держится почти стабильно за счет внедрения тепловых методов.

Среди месторождений лидируют (2 месторождения), вступившие в разработку после середины 70-х годов. Почему? За счет применения тепловых методов. Для нас тепловые методы неприемлемы, потому что в США месторождения старые, с очень плотной сеткой скважин, неглубокие.

В 1974 году, впервые за всю историю США стала страной, в которой импорт превысил добычу нефти. Сегодня она 852 млн. тонн потребляет – 400 млн.тонн добывает.

Положение с нефтяной промышленностью США, бесспорно, кризисное. Обводненность продукции – более 90% ( у нас обводненность – более 80%). Кратность запасов в США сегодня 9,6 лет. В 30-е годы средняя кратность по США была 13,8; в 40-е годы – 12,9; в 50-е годы – 12,3; в 70-е годы – 10,8. Т.е. кратность непрерывно падает. Но запасы продолжают увеличиваться.

КИТАЙ

Это страна, в которой на протяжении последних 30 лет добыча только растет. Причем, Китай имеет сегодня самый высокий ежегодный рост промышленности – более 6 с лишним процентов.

Китай занимает 5 место по добыче нефти (165 млн.т.), третье место по потреблению (190 млн.т.), третье место по числу скважин. Имеет самый высокий в мире рост ВВП – 6,5%. Торговый баланс – 40 с лишним млрд. долларов (выше, чем в России – 27 млрд. долларов). При населении в 1240 млн.человек добыча на одну душу населения составляет около 0,1 т/год, а потребление 0,15 т/год. Эти цифры очень небольшие. Но, что важно – вся добыча осуществляется, в основном, за счет инвесторов. Сотни договоров заключаются с инвесторами только по морской добыче.

Крупнейшими в мире импортерами нефти являются (в порядке убывания) следующие страны: США – 638 млн.т. в год, Япония – 260-270, Китай – 170, Германия – 125 и Южная Корея – 106 млн.т. в год.

Основными странами-экспортерами нефти являются: СА – 407-410 млн.т. (86% добычи), Россия – 230-240 (54-55% добычи), Норвегия – 140-145 (93% добычи), Иран – 136 (72%), Венесуэла 130 (84%), ОАЭ – 112-115 (96%), Мексика – 106 (56%) и Нигерия – около 100 млн.т. (92% добычи).

Нефтеперерабатывающие страны по показателю доли выручки от продажи нефти в составе ВВП можно разделить на 4 группы:

с высокой долей (43-49%) – СА, Кувейт, Катар, Нигерия;

со средней долей (17-27%) – Норвегия, Алжир, Венесуэла, Иран;

с небольшой (до 10%) – Мексика, Индонезия, Малайзия, Китай;

с малой – США (0,5%), Великобритания (1,5), Австралия (1,5).

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Максимальный уровень - добыча - нефть

Максимальный уровень - добыча - нефть

Cтраница 2

Вторая стадия, стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти, характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводненности продукции за счет дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения пластов.  [16]

Вторая стадия ( стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт.  [18]

Пусть t2 10 лет, т.е. максимальный уровень добычи нефти поддерживается еще 5 лет после выхода месторождения на него. Из формулы (1.37) следует, что и на второй стадии р ( 0 возрастает.  [19]

Если на залежах в девонских отложениях максимальный уровень добычи нефти достигается на 14 - 16 год эксплуатации объекта, то для залежей нижнего карбона на 6 - 8 год.  [20]

Пусть t2 10 лет, т.е. максимальный уровень добычи нефти поддерживается еще 5 лет после выхода месторождения на него. Из формулы (1.37) следует, что и на второй стадии ф ( 0 возрастает.  [21]

Залежь нефти разрабатывается с 1977 г. Максимальный уровень добычи нефти в объеме 150 тыс. т был достигнут на пятый год разработки.  [22]

Сравнительный экономический анализ работы НГДУ в период достижения максимального уровня добычи нефти и попутного газа позволил установить, что высокие темпы отбора нефти обеспечивают лучшие экономические показатели разработки месторождений, однако в последующем эти показатели резко ухудшаются.  [23]

Основное влияние на показатели процесса разработки оказывает величина максимального уровня добычи нефти; чем выше этот уровень, тем меньше длительность II стадии и тем круче спад добычи в III стадии. Это справедливо для месторождений со сходными геолого-физическими свойствами.  [24]

По пласту Б2 Зольненского месторождения ( см. рис. 19, а) максимальный уровень добычи нефти был достигнут при действующем фонде скважин, составляющем 58 1 % от максимального. Несмотря на то, что происходило дальнейшее разбуривание залежи, добыча нефти и жидкости закономерно снижалась. Однако ни момент начала закачки воды, ни момент окончания ее не отмечается на характеристике вытеснения.  [25]

Чаще всего zmax равно или близко значению z) K, так как максимальный уровень добычи нефти, как правило, достигается на начальной стадии разработки залежи, когда добываемая нефть безводная или малообводненная. Следует отметить, что величина добываемой из пласта жидкости в весовых единицах вследствие увеличения доли более тяжелой по сравнению с нефтью воды может возрастать и тогда, когда объем жидкости в пластовых условиях будет оставаться постоянным. Поэтому необходимо проводить расчеты только в объемных единицах и в пластовых УСЛОВИЯХ.  [26]

ТНу - период от года ввода месторождения в разработку до года выхода на предусмотренный проектом максимальный уровень добычи нефти. При расчете нижнего уровня замыкающих затрат учитываются лишь месторождения, намеченные к вводу в разработку в плановом периоде.  [27]

С применением избирательного заводнения на 2 - 3 года увеличиваются сроки освоения месторождения и выхода на максимальный уровень добычи нефти, так как строительство объектов заводнения по заранее составленному проекту практически невозможно.  [28]

В 1971 г. был запущен проектный фонд эксплуатационных и нагнетательных скважин, и месторождение вышло на проектный максимальный уровень добычи нефти.  [29]

Каждый метод добычи, включенный в план освоения и разработки соответствующей залежи или месторождения, должен обеспечивать максимальный уровень добычи нефти и газа из залежи или с месторождения.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Вопрос11. Стадии разработки нефтяных месторождении.

Т е м п р а з р а б о т к и — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам,выражается в процентах.

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рис. 2 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

1)П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Рис.2. График изменения темпа разработки во времени

1- месторождение А; 2- месторождение В; I, II, III, IV –стадии разработки

2)В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

3)Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

4)Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рис. 2 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 — 20%/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 — 10 % год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 — 5 %/год.

Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

 

 



infopedia.su

Интенсификация добычи и рациональное использование запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа // Разведка и разработка // Наука и технологии

Современный этап разработки нефтяных месторождений ХМАО характеризуется возрастающей добычей нефти. И действительно, с 1996 года добыча нефти возросла с 145 млн. тонн до 210 млн. тонн в 2002 году. На 76% лицензионных участков ХМАО добыча стабильна и постоянно растет. Рост объемов добычи обеспечивается вводом в разработку новых запасов путем их эксплуатационного разбуривания, сверхпроектными отборами нефти и проведением геолого-технологических мероприятий, нацеленных на улучшение использования фонда эксплуатационных скважин, нормализацию баланса «отбор — закачка», ограничение водопритоков, снижение обводненности продукции и внедрение методов, повышающих нефтеотдачу пласта. В 2002 году за счет бурения и ввода новых скважин в эксплуатацию было добыто 12 млн.тонн нефти, сверхпроектные отборы оцениваются в 44 млн.тонн и 76 млн.тонн было добыто за счет геолого-технологических мероприятий и методов увеличения нефтеотдачи.

Что из вышеперечисленного можно отнести к интенсификации добычи нефти? Ввод новых запасов в разработку и их эксплуатационное разбуривание — это, скорее, экстенсивные методы увеличения добычи. Резервы экстенсивного роста нефтедобычи в ХМАО еще имеются в виде не введенных в разработку месторождений и залежей на уже разрабатываемых лицензионных участках. Реализация этих резервов потребует значительных инвестиций.

Более привлекательным является рациональное использование запасов уже введенных в разработку месторождений путем интенсификации на них добычи нефти. Под рациональным использованием запасов будем понимать наиболее полное экономически целесообразное с точки зрения народнохозяйственного эффекта извлечение углеводородов из недр и их разумное использование в дальнейшем без причинения ущерба недрам.

Являются ли сверхпроектные отборы нефти интенсификацией добычи? Конечно, являются, но, как показывает практика, сверхпроектные отборы нефти особенно на начальных стадиях разработки после краткосрочного получения сверхпроектных объемов нефти имеют негативные последствия в виде быстрого падения пластового давления, вынужденной интенсивной закачки воды, обводнения продукции и вывода из работы скважин, еще не отобравших дренируемые ими запасы. Можно привести много таких примеров.

Обратимся к геолого-технологическим мероприятиям и методам увеличения нефтеотдачи, которые, безусловно, являются средствами интенсификации добычи на введенных в разработку месторождениях. Ремонтно-изоляционные работы, дострелы с применением глубокопроникающей перфорации, обработки призабойных зон, нормализация баланса «отбор — закачка», оптимизация работы скважин составляют основу улучшения использования пробуренного фонда, восстановления проектной плотности сетки скважин, системы разработки, способствующей интенсификации добычи нефти. Скорее, все вышеперечисленное следует понимать как интенсивное исправление допущенных ранее недостатков в проводке скважин, загрязнении призабойной зоны, режиме работы, системе и технологии разработки, хотя положительный эффект от этого несомненен.

Что касается применения горизонтального бурения, вторых стволов, гидроразрыва пласта, циклического заводнения, потокоотклоняющих систем и т.п., то наряду с интенсификацией притоков нефти, они вовлекают в разработку ранее не дренируемые запасы, способствуют их более полному использованию и повышению коэффициента нефтеизвлечения.

Для анализа рационального использования запасов и оценки полноты их выработки в ХМАО была разработана классификация лицензионных участков (ЛУ) по выработанности запасов и обводненности продукции (рис. 1). Было выделено пять классов лицензионных участков:

I. Класс начальной стадии разработки.

II. Класс зрелой стадии разработки.

III. Класс поздней стадии разработки.

IV. Класс аномальной стадии разработки.

V. Класс лицензионных участков с заниженной оценкой извлекаемых запасов.

Рис. 1. Классификации ЛУ Ханты-Мансийского автономного округа по выработанности запасов и обводненности продукции

 

В выборке участвовало 110 лицензионных участков с разбуренностью запасов более 40% по состоянию на 1.01.2003 года.

I класс характеризуется выработанностью запасов до 40–55% и обводненностью продукции до 35%. Лицензионные участки (ЛУ) этого класса находятся в начальной стадии разработки с растущей добычей. В качестве примера приводится Варынгский лицензионный участок.

II класс характеризуется средними значениями выработанности запасов (от 20–45 до 55–80%) и обводненности продукции (от 35 до 75%). За небольшим исключением лицензионные участки этого класса имеют стабильную и растущую добычу (16 ЛУ из 18). В качестве примера можно привести Хохряковский, Хултурский и Восточно-Правдинский лицензионные участки.

III классу присущи высокие показатели выработки запасов (от 45 до 97%) и обводненности продукции (от 75 до 98%). 25 лицензионных участков этого класса характеризуются падающей добычей, что объясняется поздней стадией разработки, на 11 -добыча стабильная и 19 имеют растущую добычу нефти.

На поздней стадии разработки возможно оценить по характеристикам вытеснения остаточные извлекаемые запасы. Проведенная оценка показала, что по 30 ЛУ (54%) оцененные извлекаемые запасы при условии неизменности технологии разработки превысят утвержденные ГКЗ начальные извлекаемые запасы на 323 млн.тонн, а по 25 ЛУ не будет отобрано 185 млн.тонн утвержденных ГКЗ запасов. В качестве примера этого класса приводятся Лор-Еганский и Мамонтовский лицензионные участки.

IV класс характеризуется значительным превышением показателя обводненности продукции над показателем выработки, что является признаком малоэффективной разработки либо из-за несоответствия проектной технологии горно-геологическим условиям, либо из-за невыполнения проектных решений. Кроме того, причиной отнесения участка в IV класс может быть завышенная оценка извлекаемых запасов. Лицензионным участкам этого класса присущи пониженные показатели выработки запасов (от 10% и менее до 45–60%) и повышенные значения обводненности (от 35 до 98%). Лицензионные участки этого класса при применяемой технологии не обеспечивают рациональное использование запасов и нуждаются в коренном улучшении технологии разработки. В случае завышенной оценки запасов они должны быть уточнены. Некоторые недропользователи используют списание запасов для «улучшения» показателей разработки, что не следует делать. Примером этого класса может быть Талинский ЛУ.

V класс характеризуется заниженной оценкой извлекаемых запасов, и лицензионные участки этого класса нуждаются в уточнении запасов. Например, Повховский и Южно-Ягунский лицензионные участки.

Таким образом, можно считать, что лицензионные участки, отнесенные к I и II классам, эксплуатируются без существенного нарушения оптимальных технологий разработки и обеспечивают рациональное использование запасов.

На поздней стадии разработки по характеристикам вытеснения по целому ряду лицензионных участков, отнесенных к III классу, выявляются недостатки применяемых, зачастую стандартных технологий, не позволяющих достичь утвержденного коэффициента нефтеизвлечения, который следует рассматривать как минимальную степень использования запасов. Необходим серьезный анализ разработки таких лицензионных участков с целью интенсификации применяемой технологии разработки. Также следует поступать и с лицензионными участками, отнесенными к IV классу, для выявления причин их неэффективной разработки и нерационального использования запасов.

Всегда ли интенсификация добычи нефти благо? На рис. 2 приведена динамика заводнения продуктивных пластов Ханты – Мансийского автономного округа.

Рис. 2. Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по Ханты-Мансийскому автономному округу

 

По годам показаны: отбор жидкости из недр, закачка воды, годовая и накопленная компенсация. Мы видим, что текущая компенсация достигала 140%. Это в целом по округу, а по отдельным месторождениям была на уровне 400% и более. С 1972 года накопленная компенсация в целом по округу стабильно держалась, да и сейчас составляет свыше 120%, обводненность продукции интенсивно нарастала до 7% в год, дебиты по нефти падали. Такая интенсификация добычи нефти, конечно, позволила форсированно отобрать многие миллионы тонн нефти, не считаясь с ущербом, нанесенным недрам такой безудержной закачкой. Запасы использовались нерационально. С 1965 года, когда началась закачка воды, в недра Ханты-Мансийского автономного округа было закачано свыше 31 млрд.м3 воды, что вызывало на промыслах многочисленные порывы колонн и даже техногенные землетрясения (г. Нефтеюганск). Мы не призываем к отказу от технологии заводнения, которая является эффективным методом интенсификации добычи нефти при соблюдении баланса «отбор-закачка».

Были и в прошлые времена разумные геологи – разработчики, которые, соблюдая баланс «отбор – закачка», обеспечивали технологически нормальный режим работы месторождения и рациональное использование запасов. Например, Трехозерный, Савуйский, Мотымья-Тетеревский, Никольский и другие лицензионные участки. Но по большинству лицензионных участков продуктивные пласты оказались чрезмерно заводнены и сейчас приходится преодолевать последствия такой интенсификации добычи. В настоящее время безудержная закачка воды пошла на убыль, недропользователи обратили серьезное внимание на необходимость нормализации баланса «отбор-закачка», что стало одним из способов интенсификации добычи нефти.

Мы считаем, что критерием целесообразности применения того или иного метода интенсификации добычи нефти должно быть рациональное использование запасов, обеспечивающее наиболее полное экономически целесообразное извлечение углеводородов из недр без причинения им вреда. Применение любого метода интенсификации добычи должно предусматриваться проектным технологическим документом и подвергаться тщательной экспертизе в Центральной комиссии по разработке или ее территориального отделения. Недра принадлежат государству и оно должно определять порядок их рационального использования, то есть посредством экспертизы проектов разработки и контроля за их исполнением должно устанавливать максимально допустимые объемы отбора нефти и закачки воды в скважины, годовые уровни добычи нефти по каждому лицензионному участку, методы интенсификации добычи и объемы их применения. За рубежом нормируется и плотность сетки эксплуатационных скважин, и отбор нефти по каждой скважине, а у нас зачастую не предусматривается проектными технологическими документами применение даже таких мощных средств, как ГРП, бурение вторых стволов, потокоотклоняющих систем и т.п. В то же время некоторые недропользователи считают себя вправе отменять проектные решения по интенсификации добычи нефти, прошедшие экспертизу Центральной комиссии по разработке. Можно привести пример по отмене закачки биополимеров на Покамасовском участке ОАО «Мегионнефтегаз».

Одним из приемов ухода от выполнения проектных решений и оправдания нарушений утвержденной системы разработки стало положение о рентабельности отдельно взятой конкретной скважины, при снижении которой ее следует отключать. Это прямой путь к развалу предусмотренной на месторождении системы разработки, после чего о какой научно обоснованной, просчитанной по трехмерной модели технологии разработки и рациональном использовании запасов может идти речь.

Вопрос рационального использования запасов тесно связан с коэффициентом извлечения нефти.

Рис. 3. Извлекаемые запасы Ханты– Мансийского автономного округа

 

На рис. 3 приведена в целом по ХМАО зависимость отбора геологических запасов нефти от обводненности продукции. На 1.01.2003 года отобрано 0,175 геологических запасов нефти промышленных категорий округа (в недрах остается 0,825 геологических запасов) при обводненности продукции 84%. Вряд ли это можно считать большим достижением с точки зрения рационального использования запасов. Рентабельно извлекаемые (коммерческие) запасы, утвержденные ГКЗ, составляют 0,354 геологических запасов, то есть коммерческий КИН = 0,354. Для отдельных месторождений он считается чуть ли не пределом достижения, преступать который не принято, является своеобразным психологическим барьером при технологическом проектировании и экономической оценке вариантов разработки. Однако оценка извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения показывает, что по многим месторождениям ХМАО даже при имеющихся издержках в технологии разработки уровень утвержденных ГКЗ извлекаемых запасов может быть перекрыт.

Уровень рентабельно извлекаемых (коммерческих) запасов обосновывался и утверждался ГКЗ по каждому месторождению в разное время по различным экономическим нормативам, отличным от сегодняшних, зачастую применительно только к технологиям вытеснения нефти водой без учета современных технологий разработки (например водогазовое воздействие) и методов интенсификации добычи. По многим месторождениям утвержденный ГКЗ КИН не соответствует современным условиям. Считаем, что линия коммерческих извлекаемых запасов на рис. 3 должна быть более мобильной и периодически пересматриваться по мере появления новых технологий, резкого изменения цены на нефть, оборудования, налоговых, рентных платежей и т.п.

Мы считаем, что для оценки технологических добывных возможностей месторождения и перспективного развития нефтедобычи необходимо ввести наряду с коммерческими извлекаемыми запасами понятие о технологических извлекаемых запасах, обоснование и утверждение которых должно производиться с учетом применения самых современных технологий, до обводненности продукции в 98%. Экономическая оценка при этом должна даваться с точки зрения получения народнохозяйственного эффекта, а не только дохода недропользователя.

Кроме того, было бы более целесообразным оценку геологических запасов производить комиссиями по запасам, а технологических и коммерческих извлекаемых запасов комиссиями по разработке.

Сложившаяся ситуация с использованием запасов на разрабатываемых месторождениях округа может и должна быть изменена в сторону улучшения. Начавшийся на месторождениях округа этап возрастающей добычи нефти обусловлен вводом в более интенсивную разработку остаточных текущих запасов уже разбуренных продуктивных пластов. Объемы этих запасов довольно значительны, судя по невысокой выработанности многих продуктивных пластов, высокой эффективности бурения вторых стволов, горизонтальных скважин, ГРП, методов увеличения нефтеотдачи в заводненных зонах. На многих «старых» месторождениях началась вторая жизнь в виде роста добычи, а кое-где и снижения обводненности продукции. Этому способствовала оптимизация баланса «отбор – закачка», уплотнение сетки путем вывода из бездействия эксплуатационных скважин, восстановление расформированных систем разработки.

 

Выводы

 

Грамотное применение методов интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи способствует рациональному использованию запасов, повышению КИН.Допущенные в предыдущие годы сверхпроектные отборы нефти (особенно на начальной стадии разработки) и интенсивная безмерная закачка воды нанесли серьезный ущерб недрам путем сверхмерного заводнения разрабатываемых продуктивных пластов, что удорожает последующую эксплуатацию оставшихся запасов.Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи зачастую не предусматривалось проектными документами и производилось в произвольной форме по усмотрению недропользователя без согласования с государством.Критерием применимости различных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи должно быть рациональное использование запасов, обеспечивающее наиболее полное экономически целесообразное их извлечение без причинения ущерба недрам. Применение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи должно строго регламентироваться проектными технологическими документами.Предложена классификация лицензионных участков по выработке запасов и обводненности продукции, позволяющая экспрессно оценивать состояние разработки.Для оценки технологических добывных возможностей месторождений и перспектив оценки нефтеотдачи следует ввести понятие о технологических извлекаемых запасах и технологическом КИН.

neftegaz.ru


Смотрите также