Způsoby těžby těžko vytěžitelných zásob plynu. Těžko získatelná ropa je budoucností ropného průmyslu

Vývoj světové energetiky v posledním desetiletí odráží zintenzivnění podnikání v rozvoji těžko obnovitelných zásob uhlovodíků, zejména ropy. Stávající různorodost přístupů ke koncepci a klasifikaci těžko vytěžitelných zásob ropy si vyžádala použití různých finančních, daňových, organizačních a ekonomických nástrojů ke stimulaci jejich rozvoje. nejúčinnější v moderní podmínky jsou daňové pobídky. Účelem této studie je analyzovat klasifikační přístupy ke konceptu těžko vytěžitelných zásob ropy a stávající daňové pobídky v závislosti na kvalitě uhlovodíkových surovin, vlastnostech nádrží a územní poloze polí. Zjištěné pozitivní a negativní body umožnily autorům navrhnout využití daně z přidané hodnoty pro malé ropné společnosti působící v regionech s tradiční těžbou ropy.

těžko obnovitelné rezervy

daň z těžby nerostů

daňová úleva

klasifikace

1. Azanova E. Problematická míra bezpečnosti // Obchod Rusko: průmysl, doprava, sociální život. 2012. - č. 8. - S. 34, 34–39. URL: http://www.delruss.ru/gallery/publication/article/1213/article.pdf.

2. Pokyny k použití klasifikace zásob a zdrojů ropy a hořlavých plynů // státní komise o zásobách nerostů [webová stránka]. URL: http://www.gkz-rf.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=189:2014-04-30-12-17-36&catid=53:docsuvs&Itemid=70 (přístup 20.03.2015) .

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

4. Výnos Ministerstva přírodních zdrojů Ruska ze dne 5. dubna 2007 č. 23-r „O schválení pokyny o používání klasifikace zásob a předpovědních zdrojů ropy a hořlavých plynů, schváleného nařízením ministerstva přírodní zdroje Ruská Federace ze dne 1. listopadu 2005 č. 298” // Ministerstvo přírodních zdrojů a ekologie Ruské federace [webová stránka]. URL: http://www.mnr.gov.ru/regulatory/detail.php?ID=20391 (Přístup 20.03.2015).

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

6. Shpurov I. Nová klasifikace zásob uhlovodíků jako prostředku regulace inovačního procesu v palivovém a energetickém komplexu // Vertikální ropa a plyn. - 2014. - č. 16. - S. 54, 46–56.

7. Jaščenko I.G. Těžko obnovitelné oleje: fyzikální a chemické vlastnosti a environmentální důsledky jejich výroby // Expozice ropných plynů. - 2014. - č. 1. - S. 30–35.

8. Energetická strategie Ruska na období do roku 2030. [Elektronický zdroj]. // Ministerstvo energetiky Ruské federace [webová stránka]. URL: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/ (vstup 20.03.2015).

9. Sharf I.V., Malanina V., Kamynina L. Vlastnosti marketingové strategie ropných a plynárenských společností v průzkumných vrtech http://iopscience.iop.org/1755-1315/21/1/012047 (Přístup 20.03.2015) ).

Implementace úkolu stanoveného v ES-2030 „maximalizovat efektivní využití přírodních energetických zdrojů a potenciálu energetického sektoru pro udržitelný hospodářský růst, zlepšování kvality života obyvatel země i zachování potenciál přírodních zdrojů v zájmu budoucích generací je nemožné bez činnosti zaměřené na inovace zdrojů ropné a plynárenské společnosti spojené s rozvojem těžko obnovitelných zásob uhlovodíků, což je zvláště důležité v souvislosti s prudkým nárůstem těžby ropy a plynu z břidlicových hornin ve Spojených státech.

Velké množství těžko vytěžitelných zásob (HRR) v Rusku a jejich rozmanitost vyžaduje značné finanční a investiční zdroje a zavádění inovací ve výrobním a technologickém procesu, proto promyšlené finanční a daňové veřejná politika. Účelem naší studie je analyzovat stávající daňové nástroje ke stimulaci rozvoje těžko vymahatelných rezerv.

Je třeba poznamenat, že v současné době ve vědecké literatuře a právních aktech různé právní síly neexistuje jednotná definice a jednoznačná terminologie těžko obnovitelných zásob uhlovodíků. Pojem těžko obnovitelné zásoby se poprvé objevil v 70. letech 20. století. minulého století. Měly na mysli zásoby, „jejichž rozvoj tradičními technologiemi neposkytuje potřebnou efektivitu z hlediska faktoru těžby ropy a v některých případech i z hlediska nákladů na těžbu ropy“ . V současné době je obecně přijímáno, že mezi těžko obnovitelné zásoby patří takové zásoby, u nichž „stávající technologie nevyhovují geologickým vlastnostem nádrže“, kvalitě uhlovodíkových surovin, které se v ní nacházejí, a v důsledku toho , jejich rozvoj je nerentabilní.

Kromě toho dochází k identifikaci těžko obnovitelných zásob s nekonvenčními druhy ropy a plynu. Ve Spojených státech tedy nekonvenční ropa zahrnuje:

Těžká ropa a bitumen, které se těží z dehtových písků kanadské provincie Alberta a dalších oblastí světa;

Extra těžká ropa, která se vyrábí ve Venezuele v povodí řeky. Orinoco;

Kerogenový olej nebo břidlicový olej, který se získává z ropných břidlic;

Lehká ropa hustých hornin, která se nachází v nádržích s nízkou propustností.

Struktura tradičních ložisek naznačuje přítomnost nádrží s dobrou propustností (více než 0,01 µm 2) a nepropustných hornin (pneumatiky), které zadržují akumulace uhlovodíků. Absence této kombinace umožňuje mluvit o nekonvenčních rezervách, jejichž vývoj vyžaduje vynikající technologie. Mezi nekonvenční zdroje plynu tedy patří hydráty plynu, plyn hustých hornin s nízkou propustností (propustnost nádrže ≈ 1 mD), metan uhelného sloje (propustnost nádrže ≈ 0,1 mD), plyn z břidlice (propustnost nádrže 0,001 mD), plyn rozpustný ve vodě, plyn hlubokých obzorů.

Ve stávajícím ruském právním rámci existuje několik přístupů k definici těžko vytěžitelných rezerv.

1. Z hlediska klasifikace zásob ropy a hořlavých plynů, která byla schválena nařízením Ministerstva přírodních zdrojů č. 477 ze dne 1. listopadu 2013. Podle tento dokument vytěžitelné zásoby zahrnují, že „část geologických zásob, kterou lze z ložiska (ložiska) vytěžit po celou dobu vývoje v rámci optimálního konstrukčního řešení s využitím dostupných technologií s přihlédnutím k dodržení požadavků na ochranu podloží a životní prostředí". Na základě tato definice, zásoby rozvinutých polí lze klasifikovat jako vytěžitelné a zásoby prozkoumaných polí lze klasifikovat jako těžko vytěžitelné (gradace zásob podle stupně průmyslového rozvoje).

2. Z hlediska kvality uhlovodíkových surovin se rozlišují oleje s abnormálními fyzikálními a chemickými vlastnostmi: těžké; viskózní; sirný; parafinické; pryskyřičný; s vysokou (více než 500 m 3 /t) nebo nízkou (méně než 200 m 3 /t) nasycením plynem; s přítomností více než 5 % ve volném a (nebo) rozpuštěném plynu agresivních složek (sirovodík, oxid uhličitý). Podle Ústavu ropné chemie sibiřské pobočky Ruské akademie věd jsou tyto druhy ropy běžné v mnoha oblastech světa.

V pokynech pro aplikaci klasifikace zásob a zdrojů ropy a hořlavých plynů je ropa rozdělena podle složení a fyzikálních vlastností v závislosti na vlastnostech, skupinovém složení uhlovodíků, frakčním složení, obsahu síry a dalších neuhlovodíkových složek, asfaltenů a pryskyřic. .

3. Z hlediska rezervoárových vlastností hostitelské formace, které ovlivňují fyzikální a chemické vlastnosti uhlovodíkové suroviny. Jednou z hlavních charakteristik nádrží je propustnost - schopnost horniny nádrží propouštět kapalinu a plyn při poklesu tlaku.

Z hlediska propustnosti se produktivní formace dělí na nízkopropustné (od 0 do 100 mD); středně propustná (od 100 mD do 500 mD); vysoce propustné (více než 500 mD). Existuje rozdělení do 5 tříd nádrží (µm2): velmi dobře propustné (> 1); dobře propustná (0,1-1); středně propustná (0,01-0,1); mírně propustná (0,001-0,01); neprostupný (< 0,001).

Pro klasifikaci zásobníků plynových polí se používají 1-4 třídy zásobníků. Podle A.A. Khanin, nekomerční zásoby zahrnují nádrže s propustností nádrže menší než 0,001 µm 2 .

Je třeba poznamenat, že podle nařízení vlády Ruské federace č. 700-r ze dne 3. května 2012 se rozlišují čtyři kategorie projektů na těžbu těžko těžitelné ropy, stanovené na základě ložiska propustnost a viskozita oleje:

1) projekty na těžbu ropy z nádrží s nízkou propustností v rozsahu od 1,5 do 2 midarcy včetně (od 1,5 × μm 2 do 2 × μm 2 včetně);

2) projekty na těžbu ropy z nádrží s extrémně nízkou propustností v rozsahu od 1 do 1,5 středního průměru včetně (od 1×10 -3 µm 2 do 1,5×10 -3 µm 2 včetně);

3) projekty na těžbu ropy z nádrží s extrémně nízkou propustností do 1 midarcy včetně (do 1×10 -3 µm 2 včetně);

4) projekty na výrobu extra viskózního oleje s viskozitou oleje v podmínkách nádrže větší než 10 000 mPa s.

Dalšími charakteristikami hostitelských hornin jsou nízká porozita nádrží, výskyt nádrží v malých hloubkách a (nebo) v zóně permafrostu, teploty in-situ (100 °C > t< 20 °C), высокая обводненность извлекаемой нефтяной жидкости .

1. Z pozice územní polohy parcely podloží. Ano, v daňová legislativa existují výhody pro produkci ropy:

a) v následujících regionech Ruska:

republiky Baškortostán a Tatarstán (čl. 343 odst. 2);

Republika Sacha (Jakutsko), Irkutská oblast, Krasnojarské území (klauzule 2, klauzule 4, článek 342.5);

Něnecký autonomní okruh, poloostrov Jamal v Jamalsko-něneckém autonomním okruhu (článek 5, článek 4, článek 342.5);

b) z nových pobřežních polí nacházejících se částečně nebo zcela v mořích: Azov, Baltské moře, Pečora, Bílé, Japonské, Okhotské, Kaspické, Černé, Barentsovo, Kara, Laptěv, Východní Sibiř, Čukotka, Bering (bod 5 článku 338);

c) z půdních ploch nacházejících se na sever od polárního kruhu zcela nebo částečně uvnitř hranic vnitřních mořských vod a teritoriálního moře na kontinentálním šelfu Ruské federace.

2. Z hlediska ekonomické efektivnosti rozvoje zásob. Podle klasifikace International Society of Petroleum Engineers (Petoleum Resources Management System, PRMS) se rozlišují prokázané, pravděpodobné a možné zásoby. Tato klasifikace je zaměřena na zajištění ochrany investic investorů, proto je hlavním kritériem ekonomická efektivnost rozvoje stávajících makroekonomických ekonomické podmínky s přihlédnutím k cenám uhlovodíkových surovin na světovém trhu, současnému zdanění při využívání podloží, nákladům na průzkum, vrty, přepravu a další faktory. Těžko dobytné zásoby jsou proto ty, jejichž rozvoj není ekonomicky životaschopný. Ještě přísnější přístup ke klasifikaci Komise cenné papíry(Securities and Exchange Commission, SEC), která pracuje pouze s prokázanými rezervami. Tato klasifikace rozděluje ověřené zásoby na zásoby rozvinuté, které lze získat ze stávajících vrtů pomocí stávajícího zařízení a technologií, a zásoby nevyvinuté, jejichž obnovení vyžaduje dodatečné kapitálové investice.

Hlavní kritérium Ruská klasifikace V roce 1983 byla provedena geologická studie oblasti podloží. V klasifikaci vypracované v roce 2005, ale neprovedené v důsledku finanční a hospodářské krize v letech 2009-2010, měla být alokována průmyslově významné rezervy, které byly rozděleny na podmíněně ziskové a běžně ziskové. Běžně rentabilní - jedná se o „vytěžitelné zásoby ložisek (ložisek), jejichž zapojení do rozvoje v době posouzení podle technicko-ekonomických propočtů je za současných ekonomických podmínek a současného daňového systému nákladově efektivní při použití zařízení a techniky pro těžbu surovin, které zajišťují dodržování požadavků na racionální využívání podloží a ochranu životního prostředí“. V klasifikaci 2013 není toto rozdělení dodrženo. Hlavním cílem přijaté klasifikace je úprava vztahů mezi státem - vlastníkem podloží a uživatelem podloží - nájemcem za účelem maximalizace efektivního využití podloží ve vzájemně výhodných zájmech obou stran. V důsledku toho ekonomická složka v nové klasifikaci spočívá v tom, že uživatel podloží zdůvodňuje nejlepší variantu rozvoje ložiska a stát určuje kvalitu výpočtů, čímž implementuje regulační a kontrolní funkce.

3. Z hlediska typu geologického útvaru. Daňová legislativa (článek 21, článek 1, článek 342) vyčleňuje konkrétní ložiska uhlovodíků klasifikovaná jako produktivní ložiska Bazhenov, Abalak, Khadum nebo Domanik, pro jejichž rozvoj jsou poskytovány výhody.

Produkce ropy z ložisek formace Bazhenov je jednou z priorit ropných a plynárenských společností. Zajímavostí je, že po dlouhou dobu bylo za regionální clonu lapačů ropy a plynu považováno souvrství Bazhenov, které má na západní Sibiři rozšíření 1 milion km2 a jehož mocnost se pohybuje v rozmezí 5-40 m. Moderní vědecký výzkum však prokázal přítomnost obrovského množství průmyslových zásob lehké vysoce kvalitní ropy v těchto horninách. Ve formaci Bazhenov jsou vlastnosti tradičních nádrží mikrodutinové, deskovité, laminární a fóliové, což určuje poptávku po speciálních technologiích, a tedy vysoce kvalitních přístupech k výběru společnosti poskytující služby pro ropná pole.

4. Z pohledu technologické retrospektivy. Vědeckotechnický pokrok vyžaduje transformaci těžko obnovitelných zásob. Ano, v 80. a 90. letech. minulého století na západní Sibiři se do vývoje nepodílelo souvrství Achimov a Baženov, ložiska střední jury, spodní jury a paleozoika. Svrchní jura byla vyvinuta částečně. V současné době je již plně vyvinuta svrchní jura a spodní jura. Zesílil vývoj středojurských, paleozoických nalezišť a achimovské suity a také cenomanských nalezišť. V 90. letech 20. století se o posledně jmenovaných neuvažovalo krátkodobě jako o zdroji uhlovodíkových surovin.

Různorodost přístupů k pochopení těžko obnovitelných zásob ropy tedy vyžaduje použití kvalitativně odlišných nástrojů pro rozvoj pobídek.

Nejúčinnější je daňová regulace těžby těžko vytěžitelných zásob ropy formou daňových zvýhodnění, jejichž pestrost je dána výše uvedenými klasifikačními přístupy.

Abychom plně charakterizovali daňový předpis vývoje těžce vytěžitelných zásob ropy, je nutné připomenout algoritmus pro výpočet výše MET vypočítaného jako součin odpovídající daňové sazby a hodnoty základ daně.

Základ daně je definován jako množství vydobytých nerostů ve fyzickém vyjádření. Sazba daně je definován jako součin specifické sazby za tunu odsolené, dehydrované a stabilizované ropy, vynásobený koeficientem charakterizujícím dynamiku světových cen ropy (Kc) a sníženou hodnotou ukazatele Dm charakterizující vlastnosti těžby ropy. Specifická sazba je 766 rublů v roce 2015, 857 rublů v roce 2016, 919 rublů v roce 2017. Vzorec pro výpočet Dm je uveden níže.

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

K in - koeficient charakterizující stupeň vyčerpání zásob konkrétní oblasti podloží;

K s - koeficient charakterizující výši zásob konkrétní oblasti podloží;

K d - koeficient charakterizující stupeň složitosti těžby ropy;

K dv - koeficient charakterizující stupeň vyčerpání konkrétního ložiska uhlovodíkových surovin;

K kan - koeficient charakterizující oblast produkce a vlastnosti ropy.

Zdanění těžby nerostů (MET) nulové úroková sazba se vztahuje na výrobu extra viskózní ropy těžené z podloží obsahujících ropu s viskozitou 10 000 mPa s nebo více (v podmínkách nádrže). Je třeba poznamenat, že dříve byla viskozita nulové rychlosti aplikována na podloží oblasti obsahující ropu s viskozitou vyšší než 200 mPa s (v podmínkách nádrže). Tedy zvýšení minima prahová hodnota hovoří o účinnosti daňové pobídky, která poprvé vstoupila v platnost v roce 2006, která stimulovala podniky k využívání nových technologií v důsledku snížení daňové zátěže. Pokud se viskozita oleje pohybuje v rozmezí více než 200 mPa×s a méně než 10 000 mPa×s (v podmínkách nádrže), pak Kkan (koeficient charakterizující oblast výroby a vlastnosti oleje) je roven 0.

Nulová sazba MET se uplatňuje při těžbě ropy z konkrétního uhlovodíkového ložiska klasifikovaného jako produktivní ložiska Bazhenov, Abalak, Khadum nebo Domanik v souladu s údaji státní bilance zásob nerostných surovin. Taky daňové prázdniny jsou poskytovány při výrobě uhlovodíkových surovin v případě, že se podloží nachází zcela v hranicích vnitřních mořských vod, teritoriálního moře, na kontinentálním šelfu Ruské federace nebo v ruské části (ruský sektor) dno Kaspického moře.

Snížená hodnota při výpočtu hodnoty MET koeficientu Kd, který charakterizuje stupeň složitosti těžby ropy, se použije na ropu těženou z konkrétního uhlovodíkového ložiska v závislosti na propustnosti a tloušťce ložiska (bod 2.3, bod 1, článek 342.2 daňového řádu Ruské federace):

0,2 - s propustností ne větší než 2×10 -3 µm2 a efektivní tloušťkou nádrže nasycené olejem ne větší než 10 metrů;

0,4 - s propustností ne větší než 2×10 -3 mikronů a efektivní tloušťkou vrstvy nasycené olejem větší než 10 metrů.

Hodnota Kd 0,8 se používá při těžbě ropy z konkrétního ložiska Ťumeňského apartmá.

Pro republiky Baškortostán a Tatarstán se na vypočítanou částku MET uplatňují daňové odpočty pro ropu vytěženou z polí s počátečními zásobami k 1. 1. 2011 ve výši 2 500 mmt a 200 mmt nebo více. Výpočet daňové odpočty závisí na vývozním clu.

Koeficient charakterizující oblast produkce a vlastnosti ropy (Kkan), rovný 0, se používá pro ropu v podložích nacházejících se zcela nebo částečně v řadě zakládajících celků Ruské federace (Republika Sakha (Jakutsko), Irkutská oblast , Krasnojarské území).

Při zakládání nových ložisek uhlovodíků na moři (HC) se používá zvláštní postup pro výpočet základu daně a sazby odstupného ve výši 15 % uplatňované na základ daně. Základ daně je definován jako náklady na uhlovodíky. Ta je součinem množství vydobytého nerostu a minimálních mezních nákladů na jednotku vydobytého nerostu. Minimální mezní náklady na uhlovodíkové suroviny z hlediska ropy se stanoví jako součin průměrné ceny ropy v amerických dolarech za barel na světových trzích za uplynulé zdaňovací období a průměrné hodnoty směnného kurzu amerického dolaru k ruskému rublu. pro toto zdaňovací období zřízenou Centrální bankou Ruska.

Shrneme-li výše uvedené, lze poznamenat:

1. Různorodost typů daňových zvýhodnění pro odlišné typy těžko vytěžitelná ropa: nulová sazba MET, snížené koeficienty ve vzorci pro výpočet MET, speciální postup výpočtu základu daně pro řadu oborů, který značně komplikuje výpočet MET, a také negativně ovlivňuje správu daňového systému .

2. Přínosy jsou nejvíce patrné u velkých podniků rozvíjejících velká ložiska, což umožňuje navýšení dostupných finančních a investičních zdrojů pro vývoj a implementaci nových technologií. Malí producenti ropy s malými nalezišti ve svých aktivech umístěných v tradičních oblastech těžby ropy nedostávají významné finanční výhody z poklesu daňová zátěž ve vývoji těžko obnovitelných zásob ropy. Vzhledem k vysoké ceně speciálních technologií a zařízení, kvalifikovanému personálu potřebnému pro vývoj jsou zapotřebí značné investiční zdroje, jejichž získání na akciových a úvěrových trzích pro malé podniky je obtížný úkol.

3. Účinným opatřením na podporu malých podniků v ropném a plynárenském sektoru je podle autorů používání daně z přidané hodnoty místo MET po dobu 5 let. Výpadek daňových příjmů v rozpočtový systém bude částečně kompenzován výnosem daně z příjmu.

Recenzenti:

Boyarko G.Yu., doktor ekonomie, kandidát geologie a matematiky, profesor, vedoucí katedry ekonomiky přírodních zdrojů, Tomská polytechnická univerzita, Tomsk;

Yazikov E.G., doktor geologie a matematiky, profesor, vedoucí katedry geoekologie a geochemie, National Research Tomsk Polytechnic University, Tomsk.

Práce obdržela redakce 15. dubna 2015.

Bibliografický odkaz

Sharf I.V., Borzenkova D.N. REZERVY TVRDÉHO OLEJE: KONCEPCE, PŘÍSTUPY K KLASIFIKACI A VÝVOJOVÝ PODNĚT // Základní výzkum. - 2015. - č. 2-16. - S. 3593-3597;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37827 (datum přístupu: 27.04.2019). Upozorňujeme na časopisy vydávané nakladatelstvím "Přírodovědná akademie"

Ropa je jedním z hlavních zdrojů, které člověk potřebuje. Po mnoho tisíciletí lidstvo využívá ropu v různých oblastech činnosti. A přestože vědci neúnavně pracují na vývoji nových energetických technologií, zůstává ropa v první řadě stále nepostradatelným produktem v oblasti energetiky. Zásoby tohoto „černého zlata“ se však neuvěřitelně rychle vyčerpávají. Téměř všechna obří ložiska byla dávno nalezena a vyvinuta, prakticky žádná nezbyla. Stojí za zmínku, že od začátku tohoto století nebylo dosud nalezeno jediné velké ropné pole jako Samotlor, Al-Ghawar nebo Prudhoe Bay. Tato skutečnost je důkazem toho, že lidstvo již vyčerpalo největší část ropných ložisek. V tomto ohledu je problematika těžby ropy každým rokem akutnější a naléhavější, zejména pro Ruskou federaci, která je z hlediska kapacity svého sektoru v oblasti rafinace ropy na třetím místě mezi všemi zeměmi světa. před Čínou a Spojenými státy.

Ruská vláda tak vynakládá veškeré úsilí na udržení těžby ropy, čímž si udržuje vliv státu na světovém trhu. Podle analytických předpovědí přejde v blízké budoucnosti vedoucí postavení v oblasti těžby ropy na Kanadu, Brazílii a Spojené státy, což je pro Ruskou federaci zklamáním. Od roku 2008 je v těžbě tohoto zdroje v zemi zaznamenán negativní trend. Podle ministerstva energetiky byla k roku 2010 produkce ropy ve státě 10,1 milionu barelů, ale do roku 2020, pokud se nic nezmění, produkce klesne na 7,7 milionu barelů. Situaci lze změnit pouze přijetím drastických opatření v politice těžařského a ropného průmyslu. Všechny tyto statistiky a ukazatele však nejsou důkazem, že zásoby ropy zcela docházejí. To naznačuje, že nyní většina z těžko obnovitelných zásob ropy. Podle odhadů ministerstva energetiky je celkový počet takových ropných ložisek v Rusku asi 5-6 miliard tun, což je procento je 50-60 % z celkového počtu. Ropa z těsné blízkosti je tedy dobrým řešením problému, kterým je udržení požadovaných objemů produkce ropy. Těžba těžko vytěžitelné ropy je tedy nezbytným opatřením.

Těžko vytěžitelné zásoby ropy se nazývají ložiska ropy, která se vyznačují nepříznivými podmínkami pro těžbu tohoto zdroje a také nepříznivými fyzikálními vlastnostmi. Kromě toho tento typ ropných ložisek zahrnuje také ložiska nacházející se v šelfové zóně, na polích, která jsou v pozdní fázi vývoje, a také ropa s vysokou viskozitou. dobrý příklad Produkce ropy s vysokou viskozitou je vývojem pole Yamalo-Nemets, které má vlastnosti, které přispívají k tuhnutí ropy nejen za studena, ale i při kladných teplotách.

Absolutně všechna ložiska těžko obnovitelné ropy jsou rozdělena do dvou kategorií:

Ložiska vyznačující se nízkou propustností nádrže. Patří sem husté pískovce, břidlice, souvrství Baženov;
Vysoce viskózní a těžký olej - přírodní bitumen, ropné písky.

Je třeba poznamenat, že olej patřící do první skupiny z hlediska svých kvalitativních vlastností je zcela srovnatelný s olejem, který se vyrábí tradiční metodou.

Vzhledem k obtížím při těžbě takové ropy stojí za zmínku, že obvyklé metody rozvoje takových ložisek budou neefektivní. V tomto ohledu se používají zcela jiné technologie, které vyžadují odpovídající náklady. Odborníci již několik let studují těžko obnovitelná ložiska ropy a vyvíjejí vhodné, a přitom poměrně levné metody její těžby.

Rozvoj těžko obnovitelných zásob ropy tradičními metodami tedy vede k tomu, že zpočátku zdroj z vrtu jde dobře, ale rychle končí. To je způsobeno tím, že produkce ropy tento případ se provádí z malé oblasti, která těsně přiléhá k perforované části vrtu. V tomto ohledu vrtání konvenčních vertikálních studní nedává požadovaný výsledek. V tomto případě by měly být použity metody ke zvýšení produktivity vrtu. Zpravidla jsou zaměřeny na zvětšení oblasti kontaktu s formací, která má vysokou nasycenost olejem. Tohoto efektu lze dosáhnout vrtáním studní s velkým horizontálním řezem a také aplikací metody hydraulického štěpení na několika místech současně. Tato metoda se také často používá při těžbě ropy z břidlic. Pro těžbu například přírodního bitumenu nebo extra viskózního oleje však bude tato metoda neefektivní.

Volba metod těžby takových surovin je založena na takovém parametru, jako je hloubka výskytu hornin nasycených ropou. Pokud se ložiska nacházejí v relativně malé hloubce, do několika desítek metrů, pak se používá povrchová těžba. V opačném případě, pokud je hloubka dostatečně velká, pak se těžce vytěžitelná ropa nejprve ohřeje parou v podzemí, což umožňuje její zkapalnění a vynesení na povrch. Výroba páry, která je čerpána do vrtu, se provádí ve speciální kotelně. Je třeba poznamenat, že při použití této metody vznikají potíže, pokud je hloubka výskytu těžko obnovitelného oleje velmi velká. Je to dáno tím, že pára na cestě k oleji ztrácí teplotu, čímž se olej nezahřeje potřebným způsobem, díky čemuž se jeho viskozita nemění tak, jak by měla. Proto existuje způsob paroplynové úpravy, který spočívá v tom, že se pára do zásobníku nedodává, ale získává se přímo v požadované hloubce. K tomu je přímo v čele instalován parní generátor. Do parogenerátoru se přivádějí speciální činidla, při jejichž interakci se uvolňuje teplo, které přispívá k tvorbě dusíku, oxidu uhličitého a vody. Když se oxid uhličitý rozpustí v oleji, stane se také méně viskózní.

Stojí tedy za zmínku, že těžko vytěžitelná ropa je důležitým zdrojem, jehož těžba umožní udržet produkci požadovaných objemů ropy. K jeho těžbě by však měly být použity zásadně odlišné metody, které se výrazně liší od těžby ropy z tradičních ložisek. To s sebou nese další finanční výdaje. V tomto ohledu budou konečné náklady na vytěženou těžko těžitelnou ropu asi 20 USD za 1 barel, zatímco náklady na 1 barel konvenční ropy jsou 3–7 USD. Specialista nadále pracuje na nových technologiích, které umožní těžit těžko vytěžitelnou ropu s minimálními náklady.

28/01/2014

V poslední době jsou stále hlasitěji slyšet otázky týkající se rozvoje nových ropných polí. Je to přirozené, protože lidstvo již většinu tohoto fosilního zdroje vyčerpalo. Pro Rusko jsou problémy s ropou mnohonásobně akutnější než pro mnoho jiných zemí, protože množství kapacit ruský sektor rafinace ropy je na třetím místě na světě. Napřed jsou jen Američané a Číňané.

Udržení objemů výroby je velmi důležité ruské úřady a vlivu naší země na světové scéně. Podle prognóz analytiků ale v dohledné době v růstu produkce „černého zlata“ nepovede Rusko, ale Kanada, Brazílie a Spojené státy. Těžba tohoto zdroje u nás od roku 2008 klesá. A v roce 2010 ministerstvo energetiky uvedlo, že bez zásadních změn v politice ropného a plynárenského průmyslu by tato čísla mohla klesnout z 10,1 milionu barelů denně v roce 2010 na 7,7 milionu barelů denně v roce 2020. Znamená to všechno, že Rusku dochází ropa? Ne. Země má obrovské rezervy, ale většina z nich už patří do kategorie „těžce obnovitelných“. Rusko má podle odborníků všechny šance stát se světovým lídrem v těžbě „nekonvenční“ ropy. Ministerstvo energetiky spočítalo, že jeho zásoby v zemi jsou asi 5-6 miliard tun, což je 50-60 % z celku. Množství ropy z břidlic je mnohonásobně vyšší než ve Spojených státech. Právě „netradiční“ ropa udrží zemi deklarované objemy produkce a pomůže udržet vedoucí pozici v této oblasti.

Nejprve si zkusme definovat, co se rozumí „těžko obnovitelnými“ rezervami. Jedná se o pole nebo rozvojové objekty, které se vyznačují nepříznivými geologickými podmínkami pro těžbu ropy a (a) jejími fyzikálními vlastnostmi. Za „těžko vytěžitelné“ zásoby lze považovat zásoby v šelfové zóně, zbytky ropy na polích, která jsou v pozdní fázi vývoje, a také ropu s vysokou viskozitou. Příkladem toho druhého je pole okresu Jamalo-Něnec. Olej zde zamrzá nejen v mrazu, ale i při běžných teplotách. Ke zpracování vyžaduje speciální technologie: nelze jej čerpat potrubím, ale musí být dopravován v nařezaných kostkách. Samozřejmě je možné takové zásoby těžit, ale je důležité získat ekonomické výhody.

Těžba "nekonvenční" ropy vyžaduje velké materiálové náklady, práce, použití drahé nejnovější technologie, vzácná činidla a materiály. Odborníci spočítali, že cena „obtížné“ ropy může být 20 dolarů za barel, zatímco ropa z konvenčních nalezišť stojí od 3 do 7 dolarů. Dalším úskalím při těžbě „nekonvenčních“ zásob při projektování a rozvoji ložisek je nezbytná extrémní přesnost výpočtů. Pro vědce není vždy možné určit přístup k efektivnímu výsledku provozu takových ložisek. Nedávno byly na jednom z míst s „obtížnou“ ropou vyvrtány dva vrty. Jeden z nich začal dávat očekávaný objem a druhý ne, a důvod toho je stále nejasný. Všechny problémy spojené s těžbou „nekonvenční“ ropy jsou zcela globální a jejich řešení je nemožné bez plné podpory státu.

Události poslední dekády, které se odehrály ve Spojených státech a které byly později nazývány „břidlicovou revolucí“, přesvědčily celý svět, že je stále možné těžit „nekonvenční“ ropu se ziskem. Horizontální směrové vrty a hydraulické štěpení (praskání břidlicové horniny nastává, když je směs vody, písku a chemikálií čerpána pod zem) objevily velké zásoby plynu a ropy, které byly považovány za „obtížné“. Těžba těchto minerálů se dramaticky zvýšila. Pouze na jednom z polí se v letech 2008 až 2012 zvýšil ze 100 barelů denně na 1 milion. Zatímco výroba ve Spojených státech rychle rostla, v Rusku zůstala na stejné úrovni. I když v roce 1987 byl SSSR v průmyslu rafinace ropy na prvním místě. Vytěžili jsme 11,4 barelů za den.

V roce 1996, po rozpadu Sovětského svazu, historické minimum- 6 milionů barelů. V kontextu zmatků 90. let major Rus ropné společnosti neexistovala žádná pobídka k rozvoji nových ložisek. Díky tomu jsou ty, které byly objeveny na počátku 70. let, dodnes v provozu. V důsledku toho se mnoho odborníků domnívá, že ruský ropný sektor funguje na hranici svých možností. Výrobní náklady rostou, zatímco objem produkce na „vyspělých“ polích zděděných po SSSR zůstává na stejné úrovni.

To je další dobrý důvod pro potřebu vývoje nových, těžko obnovitelných zdrojů. Mimochodem, sovětští geologové objevili v 60. letech 20. století mnoho „obtížných“ ložisek a nechali je pro další generace. Jedná se o rezervace formací Bazhenov, Abalak, Frolovskaya na západní Sibiři, to jsou místa v Karském a Barentsově moři, to je mnoho oblastí Sachalin. Baženovská formace je největší břidlicová formace na světě. Podle odborníků mohou jeho zásoby dosáhnout až 120 miliard tun vytěžitelné ropy. A to je 5krát více než rezervy na poli Bakken ve Spojených státech. Právě ona se stala hybnou silou americké břidlicové revoluce. Olej z formace Bazhenov je navíc považován za vysoce kvalitní, lze z něj vyrobit 60 % lehkých ropných produktů.

Gazprom Neft, LUKOIL, Rosněfť, Surgutněftegaz již pracují na „obtížných“ polích. Nemůžeme jednoduše převzít americkou zkušenost s těžbou „těžko získatelné“ ropy, protože jak podmínky, tak samotná ropa se výrazně liší od severoamerické. Ten náš je mnohem „těžší“, potřebuje hodně energie při výrobě. Jeho ložiska se nacházejí na mnohem odlehlejších místech než podobná v Americe. Rusko se ale bez využití zahraničních zkušeností v této oblasti neobejde. V roce 2012 se Rosněfť dohodla s americkým Exxon Mobil na spolupráci při rozvoji polí formací Baženov a Achimov. Gazprom Neft spolupracuje s Anglo-Dutch Royal Dutch Shell na formaci Bazhenov .

Rusko má všechny šance stát se předním světovým producentem „těžko získatelné“ ropy a vláda si je toho dobře vědoma. V " Energetická strategie Rusko do roku 2030“ se plánuje, že z „obtížných“ ložisek bude vytěženo 40 milionů tun z celkového ročního objemu 500-530 milionů. Ale kromě velkého materiální investice, vývoj nových technologií, vyžaduje i tato oblast liberalizaci zdanění. Bez nich bude pro naftaře prostě nerentabilní rozvíjet „nekonvenční“ pole. Ztráty jsou v tomto případě nesouměřitelné s příjmy.

Relevantní daňové změny přijato 26. července 2013. Prezident Vladimir Putin podepsal zákon o diferenciaci daně z těžby nerostů. Je stanoven postup pro stanovení a použití koeficientu na míru MET - od 0 do 0,8 a také koeficientu, který určuje stupeň vyčerpání konkrétního uhlovodíkového ložiska. Koeficient bude nulový pro produkci z polí Bazhenov, Abalak, Khadum a Domanikov.

Norma bude platit za 180 zdaňovacích obdobích. Povídání prostý jazyk, společnosti, které těží „těžce získatelnou“ ropu, nebudou 15 let platit daň. Při těžbě ropy z ložisek s efektivní tloušťkou ropou nasycené nádrže ne větší než 10 metrů se plánuje použití koeficientu 0,2; s tloušťkou švu více než 10 metrů - 0,4. Pro vklady Ťumeňského apartmá je stanoven koeficient 0,8. V ostatních případech bude koeficient MET roven 1.

TRIZ těžko obnovitelné zásoby . V SSSR osobní Bakken ( apartmá bazhenov ) byl zaznamenán o 10 let později než ve Spojených státech a začal být podrobně studován v roce 1968. Bylo to jako v jednom případě, kdy "nebude štěstí, ale smutek pomohl." Na poli Salymskoye u města Gornopravdinsk došlo během prohlubování průzkumného vrtu 12-R ve dně 2840 m k nekontrolovanému toku ropy, v důsledku čehož došlo k požáru vrtného zařízení. Po soudu s rolí vymáhání práva se podařilo doložit, že geologové a dělníci nejsou vinni. Fontána (její kapacita se odhadovala na určitý počet stovek tun denně), která se tvořila tam, kde ji nikdo nečekal, zatočila hlavy vědcům i ruským vůdcům. Formace Bazhenov (a právě odtud byla vyražena fontána) začala aktivně studovat a vrtat čerstvé studny. Poměrně rychle se však zjistilo, že produktivita vrtů je jistě odlišná, vzhledem k technologickým problémům, které v důsledku toho nastaly, neměli geologové možnost charakterizovat průřez formace Bazhenov v celém rozsahu. V důsledku toho zůstávala ložiska Bazhen po dlouhou dobu spíše předmětem vědeckého výzkumu než skutečného průmyslového rozvoje.

Nyní je situace zásadně jiná. V důsledku vyčerpání klasických nalezišť a (je třeba přiznat) úspěšné dovednosti USA ve vývoji břidlicových útvarů věnují vláda v Ruské federaci a ropné firmy velkou pozornost rozvoji těžko dostupných obnovit zásoby ropy. Všichni oblíbenci ruského „ropného průmyslu“ – Rosněfť, LUKOIL, Surgutněftegaz – spolupracují s Bazhenem a Gazprom Neft také věnuje příliš velkou pozornost plánům z břidlic. Začátkem února 2014 byl podepsán dodatek k aktivní dohodě se společností Schlumberger o technologické spolupráci při rozvoji těžko obnovitelných zásob ropy, zejména formace Bazhenov. A v roce 2013 vyrobily Shell a Gazprom Neft společný podnik„Khanty-Mansijská unie ropy a zemního plynu“ pro práci v oblastech s břidlicovou ropou v západní Sibiři. Společnosti přitom již mají úspěšný společný podnik - Salym Petroleum Development, který rozvíjí skupinu ropných polí Salym a stále pracuje na rozvoji formace Bazhenov: letos v únoru zahájila SPD vrtání 1 horizontálního posudku dobře na poli Verkhne-Salym. Ve všech plánech zapojit se do rozvoje těžko obnovitelných zásob v Ruské federaci (jako obecně v jakékoli jiné zemi na světě) je však kromě technologického prvku také prvek ekonomický.

ELIMINACE DANĚ (těžko získatelné rezervy)

Postoj ruských úřadů k významu otázky zapojování těžko obnovitelných zásob do výroby se dramaticky změnil. Zejména podle odhadů vedoucích představitelů ministerstva přírodních zdrojů Sergeje Donskoye je studie o nestandardních zásobách uhlovodíků v Ruské federaci, která je aktivována v r. reálný čas, bude za 20 let nezbytným faktorem při těžbě ropy: „Pokud dokážeme do bilance dát zásoby v Chanty-Mansijském autonomním okruhu z hlediska těžko obnovitelných zásob ropy, pak může Ruská federace zaniknout k 1. místo na světě jako celku, pokud jde o zásoby ropy." Pod Ministerstvem přírodních zdrojů Ruské federace se na základě rosgeologie formuje koordinační centrum pro studium a studium nestandardních forem a zdrojů uhlovodíkových surovin. Podle textů náměstka generálního ředitele této společnosti Romana Samsonova je účelné realizovat na území Ruské federace čtyři až pět šikovných polygonů s různými přírodními kritérii, krajinnými a geologickými zvláštnostmi. Ministr energetiky Alexander Novak zase, že Ruská federace bude pokračovat ve zvyšování těžby ropy, mimo jiné i díky studii o těžko dobytných zásobách. Zintenzivnění práce s touto kategorií zdrojů se podle jeho textů stalo pravděpodobným po přijetí novel legislativy o daňových pobídkách, které iniciují těžbu těžko vytěžitelných zásob ropy.

V letech 2012–2013 totiž vláda v tomto směru podnikla řadu kroků, z nichž ústředním byl vývoj federálního zákona č. 213-FZ, který zavedl daňové zvýhodnění v podobě snížení koeficientů na sazbu daně na těžba nerostů (MET) ve vztahu k několika kategoriím TRIZ. Zejména míra MET může být snížena z 20 % na 100 % v závislosti na propustnosti nádrže a podobně jako u produktivního ložiska (nula funguje pro ropu vyrobenou z ložisek klasifikovaných jako produktivní ložiska Bazhenov, Abalak, Khadum a Domanik). Kromě toho byly provedeny změny v zákoně „o celním sazebníku“, který stanovil nižší sazbu vývozního cla na ropu vyrobenou z ložisek Ťumeňského apartmá. Pro použití snížené sazby je nutné, aby korespondence počátečních zásob ropy v ložiskách Ťumeňské formace byla alespoň 80 % počátečních zásob ropy celé licencované oblasti.

Zákon má také limity pro poskytování dávek. Jedna z nejvýznamnějších - míra vyčerpání ložisek těžko dobytných zásob k 1. lednu 2012 nesmí překročit 3 % nebo musí být ložiska zahrnuta do bilance zásob obce po 1. lednu 2012. Mnoho problémů je způsobeno také tím, že postup pro stanovení charakteristik propustnosti a efektivní ropou nasycené tloušťky ložiska uhlovodíků je ve fázi vývoje. A před zavedením tohoto asi u moci se daňový poplatník musí řídit hodnotami propustnosti a efektivní ropou nasycené tloušťky nádrže, zaznamenaných v Městské bilanci zásob nerostných surovin (GBZ) k 1. lednu 2012. První praxe využití výjimky však odhalila, že vlastnosti propustnosti, efektivní tloušťka ložiska nasycená ropou a podobné produkčnímu ložisku v GBZ nejsou vždy taktně zohledněny. A to výrazně komplikuje pravděpodobnost získání výhod. Od 7. února 2014 jsou vysvětlení spol daňová služba RF se seznamem názvů nádrží s jejich přiřazením k jednomu či druhému produkčnímu ložisku. Jak však tato vysvětlení budou fungovat, je stále nejasné.

Ropné firmy obecně pozitivně zvažují jmenování, na které vláda cestuje, a stimulují tak rozvoj TRIZ. Zákon 213 již umožnil zvýšit finanční efektivitu rozvoje a vytvořit těžko dobytné zásoby 10 ložisek po celé zemi. Tyto vklady jsou stále v batohu Gazpromu Neft. Stávající soubor benefitů však podle názoru naftařů stále nemá schopnost v absolutní míře iniciovat rozvoj těžko dobytných zásob. Vláda v souladu s přáním ropného průmyslu vyzývá ke zvýšení prahu vyčerpání ze 3 na 10 %. Návrh zákona, který navrhuje rozšířit pravděpodobnost použití redukčních koeficientů na sazbu odstupného na vklady související s produktivními ložisky apartmá Bazhenov, Khadum, Domanik a Abalak s mírou vyčerpání zásob k 1. lednu 2012 od 3. na 10 %, je již ve Státní dumě. Naopak Ministerstvo financí RF proti tomu nic nenamítá a v oddělení public relations Ministerstva energetiky bylo novináři SN sděleno, že oddělení více než toto považuje za vhodné zvýšit horní limit stupně výkonu od 10 do 13 %, „protože existují tento moment limity na vyčerpání zásob za účelem použití diferencované sazby odstupného pro těžko vytěžitelnou ropu eliminovaly možnost využití benefitů pro ekonomiku dlouhodobě rozpracovaných záměrů.

V současné době se uvažuje i o možnosti přiznání daňových zvýhodnění ve formě redukčního koeficientu k sazbě MET pro vysokoviskózní olej (s viskozitou 30 mPa·s až 200 mPa·s).

Ale tyto závěry, pokud budou přijaty, lze stále považovat pouze za součást souboru opatření ke stimulaci rozvoje těžko obnovitelných zásob. Ropné společnosti by rády zavedly nulovou sazbu MET pro ložiska těžko vytěžitelných zásob nad rámec závislosti na stupni vyčerpání ložisek, rozšířily výhody na ložiska s nízkou propustností, oblasti s nízkou saturací ropou (ne více než 55 %) nebo nízkou efektivní šířkou nádrže (ne více než 4 metry), nebo s nejvyšším snížením vody (více než 80 %) pro Achimov suite, pro rozšíření preferenční daňová etapa až 20 let pro všechny kategorie těžko dobytných zásob.

„Samozřejmě s přihlédnutím k zaměření Ministerstva financí Ruské federace na zamezení poklesu ziskové části státního rozpočtu není možnost přijetí těchto úprav zřejmá, - že vedoucí daňové správy, politici Gazpromu Neft, Alexander Shubin. To je však práce do budoucna. Podíl MET ve struktuře všech daní plánů (bez vývozního cla) se pohybuje do 80 % a rozšíření charakteristik výhod pro TRIZ může mít významný vliv na efektivitu jejich realizace, což nepochybně pomůže vyloučit plány s nízkým ziskem z míry návratnosti přijatelné pro dosažení pozitivního investičního závěru.

S výhradou současné revize regulačního rámce, pokud jde o rozšíření okruhu vyňatých rezerv, prodloužení doby trvání výjimky a zavedení bezbarvého postupu pro stanovení a použití nových koeficientů, má výjimka schopnost poskytnout druhý život téměř všem aktivních aktiv ruské ropné pobočky a zejména Gazpromu Neft a bude mít také pozitivní dopad na zapojení do vývoje nových TRIZ se zavedením moderní technologie těžba ropy, přispívající k obnově technologického arzenálu průmyslu“.

Hovoří o tom i odborníci z oboru. Podle monitoringu Státního podniku „Národní centrum přírodních zdrojů pojmenované po V. I. Shpilman, do roku 2030 budou pole formace Bazhenov schopna produkovat 18–20 milionů tun ropy ročně, ale za předpokladu skladování balíčku výhod. Díky tomu se nyní vydané dávky vyplatí následující den. Podle Centra pro Shpilman, těžba přibližně 600 milionů tun ropy z polí formace Bazhenov má schopnost dodat do rozpočtu až 2 biliony rublů.

V Gazprom Neft (a v průmyslu jako celku) se předpokládá, že pobídky pro rozvoj TRIZ jsou pouze prvním obdobím na cestě ke zvýšení atraktivity komplexní těžby ropy v Ruské federaci. Aktivní výhody mají poměrně úzký rozsah a je jimi ovlivněna pouze malá část těžko vyvíjených zásob. Nejlepší mechanismus pro stimulaci rozvoje těchto zásob nazývají naftaři daň z pomocných výdělků, která zaručí sestavení zdanitelného základu v závislosti na konečných finančních výsledcích práce. S tímto AIT umožní firmám minimalizovat fiskální zátěž v počáteční fázi podnikání, kdy jsou investice maximální a doslova zatím neexistuje žádná návratnost.

Ve vládě však pod touto záminkou stále neexistuje žádná integrita. V tuto chvíli ministerstvo energetiky projednává možnost zavedení AIT pro jednotlivé záměry, ale ministerstvo financí říká, že tento obsah nyní není prioritou. Přívrženci větve neztrácejí naději a nadále nacházejí čerstvé ruce k vývoji těžko obnovitelných zásob.

1.1 Charakteristika těžko vytěžitelných zásob ropy

Definice těžko obnovitelných zásob uhlovodíků (dále jen HRR) v předpisu právní rámec Ne. Je však třeba poznamenat, že stávající terminologie ropy a zemního plynu jasně odděluje zásoby od zdrojů a místní zásoby od vytěžitelných. „... Vytěžitelné zásoby zahrnují část geologických zásob, jejichž těžba z podloží je ke dni výpočtu ekonomicky efektivní za podmínek konkurenční trh s racionálním využíváním moderních technických prostředků a výrobních technologií s přihlédnutím k dodržování požadavků na ochranu podloží a životního prostředí.

Tzn., že zásoby lze nazvat vytěžitelnými, včetně obtížných, pouze tehdy, když je lze ekonomicky vytěžit na konkurenčním trhu s racionálním využitím moderních technických prostředků a výrobních technologií s přihlédnutím k dodržení požadavků na ochranu podloží (OH). ) a prostředí (OS). Těžko vytěžitelné zásoby ropy jsou obsaženy v ložiskách nebo částech ložisek, které se vyznačují relativně nepříznivými geologickými podmínkami pro těžbu uhlovodíků a (nebo) svými anomálními fyzikálními vlastnostmi.

V nádržích s těžko dobytnými zásobami dochází k extrémně složitý mechanismus vytěsňování oleje spojené se současným vlivem mnoha faktorů, jako jsou kapilární jevy, viskózní síly, fázové přechody v kombinaci s vrstevnatou heterogenitou.

Těžko vytěžitelné zásoby ropy se nazývají ložiska ropy, která se vyznačují nepříznivými podmínkami pro těžbu tohoto zdroje a také nepříznivými fyzikálními vlastnostmi. Kromě toho tento typ ropných ložisek zahrnuje také ložiska nacházející se v šelfové zóně, na polích, která jsou v pozdní fázi vývoje, a také ropa s vysokou viskozitou. Dobrým příkladem výroby oleje s vysokou viskozitou je rozvoj pole Yamalo-Nemets, které má vlastnosti přispívající k tuhnutí ropy nejen za studena, ale i při kladných teplotách.

Těžko obnovitelné zásoby jsou ložiska nebo rozvojové objekty, které se vyznačují nepříznivými geologickými podmínkami pro těžbu ropy a/nebo jejími fyzikálními vlastnostmi. Zásoby ropy v šelfové zóně, ropné zbytky na polích, která jsou v pozdní fázi vývoje, a také ropa s vysokou viskozitou mohou být považovány za zásoby ropy.

V „Klasifikaci těžko obnovitelných zásob“ (E. M. Khalimov, N. N. Lisovsky) jsou všechna kritéria pro klasifikaci zásob jako těžko obnovitelné zásoby sloučena do pěti skupin podle následujících charakteristik: - anomální vlastnosti ropy a zemního plynu ( viskozita);

Nepříznivé vlastnosti nádrží (nízké hodnoty pórovitosti, nasycení olejem, propustnosti, boční a vertikální heterogenita nádrží);

Typy kontaktních zón (voda tvořící olej, uzávěr olej-plyn);

Technologické důvody (vývoj);

Těžební a geologické faktory, které komplikují (zdražují) vrtání vrtů a těžbu ropy.

Neexistuje žádný koncept nádrže/nenádrže z hlediska hraničních hodnot pórovitosti a propustnosti; - hlavní vliv na obsah uhlovodíků a kvalitu zásob má stupeň katageneze pevné organické hmoty (kerogenu);

Pro predikci produktivních a perspektivních zón je nutné vyvinout soubor specifických geologických kritérií a vlastností;

Nekonvenčnost hornin souvrství Bazhenov vyžaduje studium nejen petrofyzikálních, ale i geochemických charakteristik hornin.

Baženovské souvrství je složeno z karbonátově-hlinitých-kerogen-křemičitých hornin. Mocnost křemičitých a karbonátových mezivrstev nepřesahuje 2-3 m. Ani v rámci lokálních struktur nemají široké plošné rozšíření, a proto je nelze považovat za vývojové objekty. To je rozdíl mezi útvarem Bazhenov a známým útvarem Baken (největší ložisko břidlicové ropy v USA).

1.2 Světové zdroje ropy z těžko obnovitelných zásob ropy

Energetická strategie Ruska na období do roku 2030 specifikuje následující parametry rozvoje ropný průmysl: těžba ropy v roce 2030 ve výši 530 mil. tun a dosažení faktoru obnovy ropy (dále ORF) 0,35–0,37.

V současné době je průměrný faktor výtěžnosti ropy:

0,38–0,45 pro aktivní zálohy;

0,10–0,35 pro nádrže s nízkou propustností (LPK), kterých je v Rusku více než 25 %;

0,05–0,25 pro oleje s vysokou viskozitou.

Podle výsledků roku 2016 vzrostla těžba ropy v Rusku na maximum od roku 1990 a činila 547,5 milionu tun ropy. Absolutního maxima produkce na území RSFSR přitom bylo dosaženo v roce 1988 a činilo asi 570 milionů tun.

V současnosti je podíl Ruska na světové produkci ropy 12,5 %. Západní Sibiř s jejími čtvrtěmi Chanty-Mansijsk a Jamal-Něnec zůstává centrální regiony těžba v Rusku. Je na stejné úrovni jako takové velké ropné a plynové pánve, jako jsou Perský a Mexický záliv, Sahara a Aljaška.

Na Dálném východě federální okres k nárůstu zásob ropy dochází především v Republice Sakha (Jakutsko).

Ke konci roku 2016 činil nárůst zásob v UFD cca 231 mil. tun (+29 mil. tun oproti r. minulý rok), Privolzhsky - 159 milionů tun (-33 milionů tun), Sibiřský - 6825 milionů tun (-14 milionů tun). V důsledku toho došlo k nejvýraznějšímu snížení růstu rezerv ve federálním okruhu Volha.

V regulačním právním rámci neexistuje žádná definice těžko obnovitelných zásob uhlovodíků (HRR). Je však třeba poznamenat, že stávající terminologie ropy a zemního plynu jasně odděluje zásoby od zdrojů a místní zásoby od vytěžitelných.

V současné době se nejen v Rusku, ale i ve světě jako celku vyvíjí s ohledem na zásoby TIN následující situace.

V současné době, v souvislosti se zhoršováním surovinové základny tradičních zdrojů uhlovodíků v Rusku, je souvrství Bazhenov dlouhodobě hlavním nekonvenčním zdrojem uhlovodíků v Rusku.

Podle odhadu IPGG SB RAS tato ložiska obsahují 150–500 miliard tun geologických ropných zdrojů, včetně 120–400 miliard tun ve „vysokokapacitních“ zásobnících v oblasti 10-60 miliard tun.

Mapa ropného a plynového potenciálu Baženovského horizontu západosibiřské ropné a plynárenské provincie je uvedena v příloze.

Nekonvenčnost formace Bazhenov je následující:

Celá tloušťka formace Bazhenov je zdrojem ropy a obsahuje ropu a pevnou organickou hmotu;

Chybí koncept „nádrže“ s jeho atributy – kontakt voda-olej, vnější vnitřní obrys, přechodová zóna, zóna maximálního nasycení olejem atd.;

Neexistuje žádný koncept nádrže/nenádrže z hlediska hraničních hodnot pórovitosti a propustnosti;

Hlavní vliv na obsah uhlovodíků a kvalitu zásob má stupeň katageneze pevné organické hmoty (kerogenu);

Pro predikci produktivních a perspektivních zón je nutné vyvinout soubor specifických geologických kritérií a vlastností; - nekonvenčnost hornin souvrství Bazhenov vyžaduje studium nejen petrofyzikálních, ale i geochemických charakteristik hornin.

Zdrojové horniny, které tvoří hlavní matrici formace Bazhenov, mohou být nepropustné i rezervoárové. Právě s touto nádrží jsou spojeny hlavní vyhlídky těžby ropy z Baženovského souvrství a jeho stratigrafického ekvivalentu spodního tutleimského souvrství.

Většina ložisek se začala rozvíjet již v sovětských dobách. Od roku 2010 do roku 2016 se produkce ropy v západní Sibiři (kromě Jamalsko-něneckého autonomního okruhu, který je vyňatý podle MET) snížila z přibližně 307,5 milionu tun na přibližně 285,5 milionu tun ročně (pouze v autonomním okruhu Chanty-Mansijsk, produkce klesla o 27 mil. tun, tj. o 10 %). Produkce ropy v Severozápadním federálním okruhu je 33,7 milionů tun (asi 6 % celostátního čísla) (obr. 1).

Obrázek 1 - Nárůst produkce ropy v Severozápadním federálním okruhu

Základem surovinové základny v regionu je ropná a plynárenská provincie Timan-Pechora. Uvnitř provincie existují správní hranice dvou subjektů: Republiky Komi a Něnců autonomní oblasti.

Kromě provincie Timan-Pechora se těžba ropy provádí také v Kaliningradská oblast, včetně police.

Rozvoj těžby ropy v republice Komi probíhá již od 20. let 20. století. Vrchol těžby ropy připadá na polovinu 80. let, kdy se ročně vytěžilo více než 19 milionů tun ropy, ale během 10 let se produkce snížila na 7 milionů tun.

Od poloviny 90. let 20. století. V současné době se obnovuje těžba ropy, s čímž souvisí intenzifikace výroby těžkých a vysokoviskózních olejů. Rozsáhlá těžba ropy v Něneckém autonomním okruhu probíhá od poloviny 90. let. Vrchol těžby ropy v regionu byl v letech 2009-2010. (více než 18,8 mil. tun), poté mírně poklesla. Důvodem je revize prognózy vývoje řady významných základních ložisek v regionu.

Na konci roku 2016 činila těžba ropy v republice Komi 15,1 mil. tun, těžba ropy v Něneckém autonomním okruhu o 17,9 mil. tun nad úrovní předchozího roku. V Kaliningradské oblasti, včetně pobřežních polí, bylo vyprodukováno 0,7 milionu tun ropy. Provozní podmínky ropných společností se zhoršují v důsledku geologických charakteristik polí a těžebních parametrů, jako je rostoucí zásek vody a vyčerpání polí.

V důsledku toho míra produkce na stávajících polích klesá (z 69 barelů denně v roce 2012 na přibližně 64,8 barelů denně v roce 2016). Abyste udrželi produkci, musíte vrtat mnohem více a hlouběji: průměrná hloubka se od roku 2012 do roku 2016 zvýšila o 162 m (z 2810 na 2972 m) a celková stopáž se za 5 let zvýšila o 22 % (z 21187 na 25786 tisíc m). Zároveň roste i počet zásahů do vrtů nutných k zajištění ekonomicky oprávněných průtoků – počet hydraulického štěpení se za 5 let zvýšil 1,4krát.

Obrázek 2 - Změna těžby ropy v letech 2011-2016 největší těžařské společnosti, miliony tun

Obrázek 3 - Příspěvek největší společnosti v produkci ropy v roce 2016, v %

Faktor těžby ropy v Rusku je přitom v průměru asi 27–28 %, se střednědobým potenciálem 32–35 % a více. Potenciálu však lze dosáhnout pouze tehdy, budou-li uplatněny pokročilejší technologie, včetně využití metod terciárního získávání ropy, k tomu je zapotřebí ekonomická pobídka. Prezentovanou dynamiku však lze podle odborníků udržet v případě aktivního zapojení do rozvoje těžko obnovitelných zásob ropy, neboť podíl těžby na nových nalezištích ve východní Sibiři je nevýznamný (21 %) a těžba na polích západní Sibiře poklesne o 3-4% v roce, stejně jako v důsledku zvýšení růstu zásob.

Nárůst zásob ropy v roce 2016 činil 575 mil. tun, což je o 21,2 % méně než v roce 2015 (730 mil. tun) a převýšil současnou úroveň těžby ropy v zemi o 41 mil. tun, tedy o 7,7 % (obr. 4. ).

Obrázek 4 - Nárůst zásob ropy v Rusku

Za posledních 25 let měl růst zásob ropy nestabilní dynamiku. V období let 1991 až 2004 docházelo především k poklesu objemu růstu zásob ropy a od roku 2005 začal jejich trvalý nárůst.

Zároveň se zvýší úroveň navýšení zásob ropy, která by zajistila rozšířenou reprodukci surovinové základny, tzn. přesáhla současnou těžbu, byla dosažena až v roce 2008. Předtím v průběhu 14 let probíhalo tzv. „vyžírání“ zásob, tedy objem prozkoumaných a připravených pro komerční využití zásob ropy kompenzovat úroveň jejich současného stažení z podloží.

V posledních letech se změnil charakter reprodukce surovinové základny ropy. Ve vyspělých ropných a plynových provinciích představují nově objevená pole a struktury malé a nejmenší zásoby ropy, které v posledních desetiletích zajistily hlavní nárůst zásob v Rusku. Struktura prozkoumaných zásob ropy a plynu se nadále zhoršuje.

Dochází k pokročilému rozvoji nejvýnosnějších částí polí a ložisek. Nově vytvořené zásoby jsou soustředěny především ve středních a malých ložiscích a jsou z velké části obtížně vytěžitelné.

Obecně platí, že objem těžko vytěžitelných zásob tvoří více než polovinu prokázaných zásob země. Současný stav Nerostná surovinová základna uhlovodíkových surovin se vyznačuje relativně nízkou mírou reprodukce kapalných uhlovodíků. K 1. lednu 2017 byly výhledové vytěžitelné zásoby tohoto nerostu v Ruské federaci 18 340,1 mil. tun.

Příkladem komplexní analýzy vlastností těžko obnovitelné ropy může být studium zákonitostí prostorových a kvantitativních změn vlastností viskózní ropy. Pro ropné území světa byly provedeny studie vlastností vysokého tlaku. Z obrázku, který ukazuje výsledky geozonizace oblasti ropy a zemního plynu, je vidět, že viskózní ropné pánve jsou všudypřítomné v ropných a plynových pánvích, které obsahují VN, což je více než 1/5 celkového počtu pánví v svět. Většina bazénů s HV se nachází na území Eurasie.

Analýza informací z databáze ukázala, že většina zdrojů viskózní ropy je soustředěna mezi třemi kontinenty – Severní Amerikou, Jižní Amerikou a Eurasií. Hlavní zásoby VN (více než 82 %) se tedy nacházejí v povodí Západní Kanady (Kanada) a Orinoka (Venezuela). Rusko má velké zásoby viskózní ropy, kde jejich celkový podíl činí více než 11 % světových zdrojů. Pro tato území jsou stanoveny další prostorové vzorce distribuce.

Obrázek - 5. Umístění ropných a plynových pánví s viskózní ropou na území kontinentů s uvedením podílu jejich zdrojů ze světa

Zde se jako průměrná hodnota viskozity skupiny použije aritmetická střední hodnota a střední hodnota se použije pro ropné a plynové nádrže s méně než deseti vzorky HV. Superviscous je ropa ze západní Kanady (pole Athabasca), Santa Maria, Los Angeles, povodí Great Valley v Severní Americe, ropných a plynových polí Maracaib a Orinok v Jižní Americe, Timan-Pechora v Eurasii a povodí Perského zálivu Guinea a Sahara-Libye v Africe. Na území Eurasie je nejviskóznější ropa z povodí Timan-Pechora a Kaspického moře.

Jak vidíte, VL kontinentů se liší hustotou; v Eurasii patří viskózní ropa do podtřídy „ropa se zvýšenou hustotou“, v Jižní Americe - do podtřídy „supertěžká“ a v Severní Americe – „bituminózní“ . Z hlediska viskozity je euroasijský viskózní olej vysoce viskózní, zatímco v Americe je superviskózní. Pokud jde o obsah síry, HH je v průměru sirný (1–3 %) v Eurasii a Jižní Americe, asfalten (3–10 %) v Eurasii a vysoký asfalten (> 10 %) v Americe, vysoce pryskyřičný (> 10 %) . Ukazuje se, že na území Eurasie se viskózní ropa vyskytuje v nádržích s vyšší teplotou a tlakem v nádrži v průměru než v Americe.

Viskózní ropa Eurasie je přitom charakteristická svým hlubším výskytem - většina VN se vyskytuje v hloubkách do 2000 m, většina viskózní ropy Jižní Ameriky se vyskytuje pouze do 500 m, v Severní Americe výskyt hloubka je ještě menší - až 400 m. Ukazuje se, že fyzikální a chemické vlastnosti VN se liší v závislosti na geografické poloze - VN z Eurasie je méně těžký a viskózní, s nižším obsahem síry, pryskyřic a asfaltenů v ropě. Bylo tedy zjištěno, že pro ropná území kontinentů je potvrzen dříve odhalený vzorec - čím nižší je hloubka výskytu, tím nižší je hustota a viskozita v HP, koncentrace síry, dehtů a asfaltenů se snižují. . Obdobná závislost změny vlastností HP byla odhalena při změně hodnot teplot a tlaků nádrže - čím vyšší teplota a tlak v nádrži, tím nižší hustota, viskozita, obsah síry, pryskyřic a asfaltenů. v HP.

Potřeba najít nové způsoby vyhledávání, průzkumu a rozvoje uhlovodíkových ložisek v souvislosti s růstem spotřeby ropy a nárůstem zásob těžko vytěžitelné ropy tedy určuje relevanci studia fyzikálních a chemických vlastností a složení ropy. . K provedení těchto studií byla vyvinuta a je vyvíjena databáze chemického složení ropy, pomocí které se po řadu let provádí komplexní analýza vlastností těžko obnovitelných olejů v závislosti na jejich geografická poloha, hloubka výskytu, stáří hornin. Pomocí komplexní analýzy viskózního oleje byly odhaleny prostorové vzorce jeho rozložení. Počet ložisek ropy a zemního plynu s viskózní ropou na jejich území je tedy významný a tvoří přibližně 1/5 celkového počtu povodí v databázi. Tyto pánve se nacházejí v ropných a plynových oblastech Eurasie, Afriky a Ameriky, ale tvoří většinu v Eurasii. Více než 82 % zásob viskózní ropy je soustředěno na území Severní a Jižní Ameriky. Ukazuje se, že pro ropná území různých měřítek (kontinent - zemská ropná a plynárenská pánev) se odhalené zákonitosti potvrzují - čím nižší je hloubka výskytu a čím vyšší je teplota a tlak v nádrži, tím nižší je hustota a viskozity ve VN, koncentrace síry, pryskyřic a asfaltenů klesají. Na příkladu změn vlastností ruského HP je ukázán inverzní vztah pro koncentraci parafinů v HP - čím nižší je zásobník a čím vyšší je teplota a tlak v zásobníku, tím vyšší je nárůst obsahu parafínu, as je vidět u západosibiřské ropy. Odhalené zákonitosti prostorových změn fyzikálních a chemických vlastností viskózní ropy lze využít ke zlepšení předpovědí fyzikálních a chemických vlastností ropy z nově objevených nalezišť na nových územích, ke zlepšení geochemických metod vyhledávání ložisek a při řešení dalších problémy geologie ropy, zejména při určování optimálních schémat a podmínek přepravy ropy.

1.3 Zdrojová základna těžko obnovitelných zásob ropy PJSC Gazprom

Těžko obnovitelné zásoby (HRT) hrají v práci ropných a plynárenských společností stále větší roli. V obecném případě se myslí zásoby tradičních nádrží, které mají nízkou ekonomická účinnost při rozvoji se stávající úrovní technologií, rozvojem a dostupností zastavěných území. STC vyvinulo vlastní klasifikaci HRD, která bere v úvahu geologické a technologické faktory komplikující výrobu.

Podle této klasifikace je asi polovina současných zásob Gazpromu Neft těžko získatelná.

Pro růst a údržbu vysoká úroveň Na rozvoji by se měla podílet těžba HRD. Jedním z klíčových úkolů STC je vyhledávání a hodnocení nových technologií pro rozvoj této kategorie záloh. STC vytvořilo metodiku a software, který umožňuje provádět hromadné výpočty pro ekonomické hodnocení zapojení HRD do výroby, včetně posouzení efektu použití nových technologií s přihlédnutím k daňovému režimu.

Od roku 2011 se společnost navíc podílela na vývoji asi 160 milionů tun HRD a do roku 2020 se plánuje toto číslo zdvojnásobit. Pro efektivní práce s HRD využívá Gazprom Neft inovativní technologie při vrtání horizontálních a mnohostranných vrtů a také při použití vícestupňového hydraulického štěpení (dále jen MSHF).

Gazprom Neft navíc každoročně pořádá průmyslovou vědeckou a technickou konferenci o práci s těžko obnovitelnými zásobami.

Na základě výsledků státní expertizy Federální agentura pro využití podloží navýšila vytěžitelné zásoby pole Alexander Zhagrin Gazprom Neft v Chanty-Mansijském autonomním okruhu na 31 milionů tun ropného ekvivalentu. Komise tak potvrdila geologickou prognózu odborníků pro ropnou oblast lokality a objasnila dříve provedený předběžný výpočet. Podle současné klasifikace ropných polí je pole Alexander Zhagrin kategorizováno jako velké.

Pole bylo objeveno na konci roku 2017 v nadějné licenční oblasti v Kondinském okrese Chanty-Mansijského autonomního okruhu – Jugra.

Geologický průzkum v licencované oblasti v okrese Kondinsky v autonomním okruhu Chanty-Mansijsk - Jugra provádí společnost Gazpromneft-Khantos, dceřiná společnost Gazprom Neft. V nejkratším možném čase, v podmínkách plné autonomie, byly připraveny a provedeny seismické průzkumy, vytvořen geologický model nádrže a vyvrtán průzkumný a oceňovací vrt o hloubce více než 3 tisíce metrů. Během testování hlavního perspektivního objektu byl do prvního průzkumného a oceňovacího vrtu přiveden přítok bezvodé ropy s předpokládaným průtokem 50 metrů krychlových. m za den.

Ložiska pod plynem tvoří významnou část zásob, se kterými se bude muset Gazprom Neft ve velmi blízké budoucnosti vypořádat. Stačí říci, že taková ložiska existují na tak velkých polích, jako je Vostochno-Messoyakhskoye a Novoportovskoye, a okamžitě je jasné, že úspěch programu technologického rozvoje přijatého v roce 2016 na rozvoj ložisek pod plynem bude mít přímý dopad na výkonnost společnosti. .

Ložiska pod plynem nebo ropné ráfky jsou zvláštním typem zásob, ve kterých je plynová „čepice“ umístěna nad vrstvou ropy, obvykle značného objemu. Ropné a plynové části v takových polích jsou propojeny, což způsobuje různé potíže v jejich rozvoji.

Takže například těžba plynu bez zohlednění jeho dopadu na ropnou část často vede ke ztrátě značné části zásob. A průlom plynu do ropného vrtu může znemožnit další těžbu ropy. Kromě Novy Port a Messoyakha existují subplynová ložiska v Urmanskoye, Archinskoye, Novogodnyj nalezištích Gazprom Neft, v sekci Vostochny v Orenburgském ropném a plynovém kondenzátovém poli, Kuyumbe a Chon, a také v některých aktivech, která jsou vyvíjeny společně s Novatek (ložiska Yaro-Yakhinskoye, Samburgskoye). Kromě toho jsou ropné ráfky přítomny na mnoha polích Gazpromu (Zapolyarnoje, Urengojskoje, Orenburgskoje, En-Jakhinskoje, Chayandinskoje, Pestsovoje) a mateřská společnost zaměstnává Gazprom Neft, aby pracoval na ropné straně.

Zásoby, jako jsou podplynová ložiska, mohou doplňovat základnu zdrojů ropných a plynárenských společností během rozvoje „mokrých“ plynových polí s vysokým obsahem plynového kondenzátu: během výrobního procesu se kapalná fáze může začít oddělovat a vytvářet ropu okraj.

Na druhé straně v lehkých ropných polích s vysokým obsahem rozpuštěného plynu se může při změně tlaku během výrobního procesu vytvořit technogenní plynový uzávěr, jak se to stalo zejména na poli Novogodnoye.

Celkové vytěžitelné zásoby ropy a kondenzátu v podplynových ložiskách Gazpromu Neft přesahují 500 milionů tun. Z toho jen asi 300 milionů tun lze vytěžit tradičními technologiemi. Společnost doufá, že vytěží více než 200 milionů tun ropy díky implementaci nového technologického programu vyvinutého zaměstnanci Vědeckotechnického centra Gazpromu Neft.

Donedávna nebyla mezi ruskými naftaři o ložiska pod plynem velký zájem.

Důvodem jsou různé vlastnosti těchto zásob, které komplikují vývoj a určují jejich stav jako obtížně obnovitelné. Stačí například říci, že na rozdíl od tradičních ropných polí v podplynových ložiscích je ropa zpravidla současně ovlivňována dvěma vytěsňovacími činidly: zdola - vodou a shora - plynem. To komplikuje prognózu těžby ropy a projektování vrtu, protože je třeba vzít v úvahu více parametrů.

nicméně hlavní problém ve vývoji podplynových ložisek, což extrémně negativně ovlivňuje jejich ziskovost, jsou průlomy plynu do vrtu. Aby se jim co nejvíce vyhnulo nebo je oddálilo, musí být čerpání ve vrtech udržováno na relativně nízké úrovni. Ve výsledku to umožňuje zvýšit faktor obnovy ropy (ORF), negativně to však ovlivňuje rychlost produkce, která přímo závisí na hodnotě čerpání .

Výroba v tomto případě může být nerentabilní. „Vývoj většiny ropných ráfků Gazpromu Neft nelze provádět tradičními metodami, a přitom zabránit průlomům plynu a zachovat pozitivní ekonomiku,“ řekl vedoucí oddělení pro vědeckou a metodickou podporu geologie a rozvoje nových aktiv. "Řešením problému může být zvýšení faktoru rozmítání."

Proto jsou studny v takových oblastech stále delší a více multilaterální. To umožňuje zvětšit přítokovou plochu, zároveň snížit čerpání a udržet přijatelné objemy výroby.

Další slibná technologie pomáhá vyrovnat se s nepříjemným GOR - zařízení pro regulaci přítoku, skládající se z dálkově ovládaných ventilů a systémů měření v dně. Umožňují omezit tok ropy do vrtu a tím zabránit průniku plynu, a pokud k průlomu dojde, umožňují odříznout problémové oblasti vrtu.

Projekt rozvoje podplynových ložisek je také možné přivést do plusu optimalizací nákladů na vrty a infrastrukturu. To umožňuje zkrátit dobu návratnosti a dosáhnout zisku v kratším čase, zatímco plyn a voda se ještě nedostaly do studní. Při rozvoji polí, která mají jak ropnou, tak plynárenskou část, je důležité správně upřednostnit, zda bude efektivnější těžit ropu nebo plyn, nebo by se snad měly těžit současně.

Klíčovými parametry jsou zde tzv. M-faktor (poměr objemů plynových a olejových částí) a tloušťka olejového ráfku. Pokud je M-faktor vysoký, to znamená, že na poli je znatelně více plynu než ropy a tloušťka ropné vrstvy není velká (méně než 9 metrů), měli byste se zpravidla rozhodnout pro výrobu plynu.

V případě výkonnějšího olejového ráfku se ropa a plyn vyrábí současně. Relativně malý uzávěr plynu naznačuje, že výhoda by měla být poskytnuta ropě. Ve světové praxi byla při vývoji olejových ráfků v 63 % případů zvolena přednostní produkce ropy. Ropa a plyn byly těženy současně na 24 % polí a pouze plyn byl těžen pouze ve 13 % případů.

Na rozdíl od domácích ropných společností, světoví lídři v tomto odvětví těží ropu z podplynových ložisek po celá desetiletí. Během této doby byly získány značné zkušenosti s řešením průlomů plynu: k tomu se používají horizontální a mnohostranné vrty, aktivní a pasivní systémy řízení přítoku podél vrtu, vstřikování různého chemického složení do zásobníku.

Například na nalezišti Oseberg v Severním moři Statoil vybudoval horizontální vrty dlouhé až 2,5 km a použil také chytré systémy dostavby s řízením přítoku. Na Shaybahově poli Saudská arábie byly vyvrtány rybí kosti, které měly až 10 šachet o celkové délce až 12 km. Systémy kontroly přítoku byly použity v oblasti Trollů v Severním moři. Různé možnosti udržování tlaku v nádrži pomocí vstřikování vody a plynu testovala společnost Petronas na poli Samarang v Malajsii. Na řadě polí, včetně Ruska, bylo použito bariérové zaplavení.

Na polích v USA (Northeast Hallsville a Byron) poskytla injektáž polymerů na ropné ráfky zvýšení faktoru obnovy ropy až o 13 %. Použití pěnotvorných směsí na poli Snorre snížilo GOR o 50 % po dobu až 6 měsíců. Pokud jde o Gazprom Neft, dosáhla společnost dosud největších úspěchů ve zvládnutí vrtných technologií, které pomáhají získat ekonomicky životaschopný průtok ropy.

Hovoříme o výstavbě dlouhých horizontálních a mnohostranných vrtů. Na poli Novoportovskoye je tedy již vyvrtán vrt s dvoukilometrovým horizontálním vrtem i dvouvrtné vrty. Na poli Vostochno-Messoyakhskoye společnost zvládá stavbu rybích kostí s četnými odnožemi. Čtyři takové mnohostranné vrty již byly vyvrtány. Průměrná celková délka jejich horizontálních šachet s „výrůstky“ je asi 2500 metrů.

Mezi hlavní výzvy ve vývoji ložisek pod plynem v aktivech Gazprom Neft, přijatý program technologického rozvoje zdůrazňuje potřebu zvýšit zkušenosti s vytvářením integrovaných modelů polí a také s aplikací různých systémů udržování tlaku v nádržích, zlepšit používané předpovědní modely GOR, zlepšit vybavení pro geofyzikální výzkum v podmínkách přítoku plynu do vrtu.

Důležitým úkolem v rámci programu bude výběr nejvhodnějších návrhů dostavby vrtů v závislosti na těžebních a geologických podmínkách a také zkušební metody pro zvýšenou těžbu ropy (dále jen EOR), která může chránit před plynem průlomy (injekce různých gelů, polymerních kompozic, pěn atd.).

Vzhledem k tomu, že při vysokém obsahu plynu v oleji se použití elektrických odstředivých čerpadel s odlučovačem plynů pro jeho zvedání stává neefektivním, bude nutné tyto jednotky buď vylepšit, nebo je opustit ve prospěch metody plynového výtahu.