Перспективы добычи сланцевой нефти в России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине: Основы нефтегазового дела

на тему: Перспективы добычи сланцевой нефти в России

Выполнил:

Нуриманов Д.Г.

Проверил:

Харина С.Б.

Уфа, 2016 год



Содержание

Введение

1. Происхождение сланцевой нефти

2. Качество сланцевой нефти

2.1 Расходы на добычу - это расходы на дизтопливо

2.2 Насколько традиционные месторождения лучше

3. Запасы сланцевой нефти

4. Каким образом стала возможна добыча сланцевой нефти

5. Экология добычи сланца

6. Возможна ли сланцевая революция в России

7. Состояние рынка

7.1 Планы

7.2 Кому выгодна нефть из сланцев

7.3 Консервативный Минфин

7.4 Чего ожидают нефтяники

Заключение



Введение

Научно-технический прогресс уже более десяти лет проявляется во всем быту современного человека. Никто не будет спорить с тем, что выгода, которую наша цивилизация получает за счет неё, колоссальна.

Вместе с тем, чтобы поддерживать повседневную жизнь нужны углеводороды, которые, к великому сожалению, относятся к не возобновляемым ресурсам. Прогнозы на возможную длительность добычи в нашей стране запасов традиционных месторождений нефти при нынешних темпах сообщают, что всё это будет продолжаться около 20 лет.

Это достаточно небольшое число, если сравнивать с перспективами других стран-экспортёров.

В США, которые являются страной с дефицитом собственных месторождений традиционной нефти, более 10 лет назад начали развитие технологий для добычи сланцевой нефти. И теперь они являются первыми в рейтинге стран по добыче этих нетрадиционных углеводородов.

И именно в таком же направлении стоит двигаться России.

В этом реферате будут рассмотрена полная характеристика сланцевого “черного золота” и его положение в современном мире.



1. Происхождение сланцевой нефти

Различаются два типа запасов сланцевой нефти. Первый тип представляет собой обычную нефть легких фракций, находящуюся в низко-проницаемых коллекторах. Добывают её с помощью бурения горизонтальных скважин и гидроразрывов пласта. В США этот тип нефти обозначен термином «tight oil» (tight - малопроницаемый).

Второй тип сланцевой нефти представляет собой нефть «shale oil», получаемую из находящегося в сланцевой породе керогена.

Кероген - это вещество, которое еще не успело стать нефтью, но находящееся в процессе превращения в неё. Для того, чтобы ускорить это превращение, кероген необходимо термически обработать, термическая обработка разлагает его на составляющие. Добыча подобной нефти - дорогое удовольствие, потому что мало просто «нагреть» скважины (что само по себе сложно), но и вокруг создать «замораживающие».

Хотя формация и называется «сланцевой», она содержит много пластов, и сланцы - лишь два из них. Ещё 7 являются не сланцевыми (напр. песчаники, доломиты). Именно оттуда нефть и добывается, поэтому нефть Bakken и Eagle Ford (крупнейшие месторождения США) строго говоря, не сланцевая, этот термин мы используем, как наиболее распространённый. А нетрадиционной она зовётся из-за того, что коллектор (твёрдая нефтеносная порода) плохо пропускает через себя нефть. Более точный и удобный термин для неё - нефть низко-проницаемых коллекторов.



2. Качество сланцевой нефти

Часто бытует мнение, что сланцевая добыча энергетически нерентабельна - то есть на получение сланцевых нефти и газа приходится потратить сопоставимый объём энергии. На самом деле приемлемый уровень энергорентабельности для любой добычи ископаемых энергоресурсов, как считается, находится в районе пяти - то есть, затратив одну единицу энергии, мы получим 5 единиц на выходе. Если же выход энергии меньше, то уже могут начаться проблемы. Это связано с тем, что самые разнообразные косвенные расходы по транспортировке и конвертации энергии для конечного потребителя также съедают часть энергии.

2.1 Расходы на добычу - это расходы на дизтопливо

Для сланцевой нефти, как известно, важную роль играет интенсивное бурение скважин. Буровые машины работают на дизельном топливе, поэтому расходы на «дизель» - это ключевая графа в энергозатратах при бурении на сланцевую нефть или газ.

Да и транспортировка оборудования - это тоже работа грузовиков. Есть и другие затраты, хотя их доля невелика, - об этом ниже.

А пока - модельный пример, чтобы описать суть. Допустим, вы смонтировали буровую и хотите пробурить скважину и добыть нефть. На бурение и ввод скважины истратили 100 тонн дизельного топлива и потом добыли 2000 тонн нефти. Получается, что 5% от добычи вы потратили на саму добычу и ваша «полезная» добыча - 1900 тонн нефти.

Коэффициент EROEI как раз и определяет это соотношение и записывается с помощью перевода тонн дизеля и нефти в энергетические единицы (джоули): EROEI = энергетическая добыча/энергетические расходы. В нашем примере это запишется примерно так: 82 тераджоуля 4,1 тераджоуль, то есть EROEI = 20. Если же вы потратите 100 тонн дизеля и добудете 100 тонн нефти, то полезной добычи не будет, EROEI = 1 (4,1/4,1), и такую нефть лучше вообще не добывать. Для наглядности лучше использовать доли в процентах. В первом случае 100% - вся добыча и 5% - расходы (95% полезной добычи), во втором 100% - добыча и 100% - расходы (0% полезной добычи).

EROEI можно считать по-разному. Можно на скважине - то есть в расходах учитывать только расходы на добычу. Можно считать EROEI у потребителя - в этом случае добавятся расходы на инфраструктуру месторождения, транспорт нефти и нефтепереработку.

Ученые попробовали оценить EROEI сланцевой нефти на скважине - так как именно на этом этапе и находятся основные отличия от «традиционной» добычи. И взяли для примера американское месторождение Bakken, расположенное в Северной Дакоте.

Американские статистические ведомства предоставляют достаточно точную информацию по затратам топлива в каждом штате. В какой-то момент, одновременно с ростом сланцевой добычи, началось и увеличение спроса на дизтопливо в Северной Дакоте. Кроме того, зная затраты труб и цемента на скважину (250 и до 600 тонн), а также энергетические затраты на производство стали и цемента (21 и 3,4 ГДж на тонну), можно оценить и энергозатраты на эти компоненты.

Анализировался 2011 год, так как пока только для него есть все необходимые данные.

Ещё один важный момент. В 2011 году было пробурено около 1000 скважин, расходы на них - в знаменателе.

Но в числителе - не полученная за 2011 год энергия (в виде нефти) от всех новых и старых скважин, а накопленная добыча - ожидаемая добыча нефти за всё время жизни этих 1000 скважин.

Это важно: если взять данные по производительности в текущем году, то исказим картину. Данные по накопленной добыче в различных источниках несколько отличаются, поэтому специально взята оценка, ближе к минимальной (260 тыс. баррелей на скважину), чтобы случайно не завысить значение EROEI. И вот что получилось:

Числитель - накопленная за всё время жизни добыча пробурённых в 2011 году скважин (260000000 баррелей). То есть в числителе добыча для скважин, пробурённых за год (1000 шт.), в знаменателе - все энергетические расходы на эту самую добычу (ввод 1000 скважин). Подавляющая доля расходов - это дизтопливо (86%).

Разделив 1560 на 55 получим EROEI = 28 (то есть соотношение 28 к 1), что означает: на единицу энергетических затрат пришлось 28 единиц энергетического дохода. Если перевести в доли: от 100% добытой энергии 3,6% (100/28) пошло на саму добычу.

Для сравнения, на волне запуска лучших месторождений в конце XIX - первой половине XX века EROEI добычи превышал 100. Фактически энергозатратами на саму добычу можно было пренебречь. Ещё бы - пробурил скважину - получил нефтяной фонтан. Но сейчас ситуация изменилась. Хороших месторождений почти не осталось. На истощённых старых традиционных месторождениях - вовсю бурятся горизонтальные скважины и применяется гидроразрыв, как и при сланцевой добыче. То есть каких-то качественных отличий от сланцевой нет, и потому EROEI на старых традиционных месторождениях не будет сильно отличаться от EROEI «сланца». Так или иначе, EROEI = 28 - это очень хороший показатель. И строго говоря, - не так важно EROEI = 28 или 100 (1% или 3,6% энергии тратятся на добычу). Только на нефтепереработку нужно 10% от полученной энергии. То есть расходы, например, на добычу + нефтепереработку для традиционного месторождения составят 11%, для нетрадиционного - 13,5%.



2.2 Насколько традиционные месторождения лучше

Всё это выглядит настолько оптимистично для сланцевой нефти, что, конечно, захотелось себя перепроверить. Каким образом? Логично это сделать путём сравнения с традиционными месторождениями. То есть оценить, сколько скважин бурится на «обычных» месторождениях и какую добычу они обеспечивают. К сожалению, подробных данных по обычным месторождениям мало. Но кое-что удалось найти.

Вот оценки по двум гигантским месторождениям. Заметим сразу, что это - лучшее, что есть (точнее, было на планете) по качеству запасов, а месторождения такие в мире в общем-то на счёт.

Это Прадхо-Бей на Аляске или же российский Самотлор. На Самотлоре за 40 лет добыто около 18 млрд. баррелей и пробурено 18 тысяч скважин, то есть около миллиона баррелей на скважину, на Прадхо-Бей ситуация похожая. То есть на Самотлоре и Прадхо-Бей средняя скважина выдала около 1 млн. баррелей за всю историю эксплуатации. Ясно, что сначала качество запасов было лучше, потом - хуже. А что со сланцевой нефтью? Средняя накопленная добыча для скважины Баккена составляет 250-400 тысяч баррелей (по разным данным) за всё время эксплуатации.

То есть самый важный параметр - накопленная добыча - отличается лишь в 2,5-4 раза. Соответственно и бурить надо в 2,5-4 раза больше. Для тех же результатов. Но и сами скважины в 2 раза длиннее (3 км. вниз + 3 км. горизонтального ствола).

Ещё одна деталь, связанная с накопленной добычей. Сланцевую добычу часто критикуют из-за быстрого падения дебитов (производительности) скважин.

Но, строго говоря, это не так важно. Важна именно накопленная добыча за всё время жизни скважины, а какова была динамика этой добычи - падала ли она быстро с высоких значений или медленно с низких - не имеет никакого значения.

Но новых супергигантов уже нет. И если тот же Прадхо-Бей на Аляске в начале своей разработки (1980-е годы) давал 1,6 млн. баррелей нефти в день, то сейчас - всего 0,2 млн. баррелей.

Не исключено, что новые традиционные месторождения «попроще» будут показывать и худшую накопленную добычу.

А на старых качественных, но истощённых месторождениях приходится применять всё тот же гидроразрыв и горизонтальное бурение. Для примера: горизонтальный ствол уже перестал быть экзотикой для месторождений России, а, например, «Роснефть» на гигантском и старом (разрабатывается с 1981 г.) месторождении «Приобское» вводит всё новые скважины с ГРП. И это без учёта того, что эти месторождения находятся в труднодоступных условиях. И когда наши нефтяные компании рапортуют о низкой себестоимости добываемой нефти даже на старых месторождениях (хотя и она уже растёт), нужно понимать, что значительная часть капитальных затрат - это советское наследство.



3. Запасы сланцевой нефти

По оценкам специалистов общие запасы горючих сланцев в мире составляют порядка 650 трлн. т. Из них можно получить до 26 трлн. т. сланцевой нефти. Таким образом, объема нефтеподобного сырья, содержащегося в сланцах, и условно называемого сланцевой нефтью, вероятно в 13 раз больше, чем запасов традиционной нефти. При нынешнем уровне потребления, этих энергоресурсов с лихвой хватит на 300 лет непрерывной добычи.

Но не все так радужно. Необходимо отметить, что запасов сланцевой нефти, добыча которой экономически оправдана, гораздо меньше.

По данным компании Shell, экономически целесообразна добыча лишь на наиболее богатых месторождениях, с содержанием нефти от 90 литров на тонну сланца. Кроме того, толщина продуктивного пласта должна составлять не менее 30 метров. Только треть запасов сланцевой нефти сосредоточена в месторождениях с содержанием нефти в 90 и более литров на тонну.

И далеко не все эти месторождения могут похвастаться толщиной пласта в 30 и более метров.

Основные запасы горючих сланцев сосредоточены в США - порядка 450 трлн. т. (24,7 трлн. т. сланцевой нефти). Значительные запасы горючих сланцев сосредоточены в Бразилии и Китае. Россия также располагает обширными запасами горючих сланцев (порядка 7% от мировых запасов).



4. Каким образом стала возможна добыча сланцевой нефти

Коммерчески выгодная добыча сланцевой нефти стала возможной благодаря технологиям горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта (сокр. «гидроразрыв», в англ. «fracking»).

Первая заключается в том, что скважина пробуривается вертикально вниз до глубины залегания пласта сланца и поворачивает горизонтально или под наклоном, в зависимости от расположения (Рисунок 1).

Рисунок 1. - Технологи горизонтального бурения и гидроразрыва пласта:

На сегодняшний день наиболее распространена технология многоствольного горизонтального бурения, при которой одна вертикальная скважина разветвляется на несколько, до 30, горизонтальных скважин. Этот метод бурения во много раз увеличивает площадь соприкосновения сланцевой породы со скважиной, однако в силу низкой проницаемости породы не позволяет собрать достаточное количество нефти.

Для обеспечения притока нефти к скважине с помощью гидроразрыва пласта в породе создается сеть трещин: в скважину под давлением вводится до 15 тысяч тонн водного раствора с 2-3-процентным содержанием химических веществ. В состав также входит до тысячи тонн песка или специальных керамических частиц, которые предотвращают смыкание трещин после гидроразрыва.

В настоящий момент распространено применение многоступенчатого гидроразрыва пласта.

Эти технологии нельзя назвать новыми - они были известны еще в 50-х годах прошлого века, причем технология горизонтального многоствольного бурения была впервые применена советским изобретателем Александром Григоряном в Башкирии.

Однако масштабное тестирование и совершенствование технологий началось в США в 1970-е годы при попытках независимых компаний добывать газ, который содержится в пластах сланца.

Спустя почти три десятилетия попытки увенчались успехом и дали начало беспрецедентному росту добычи сланцевого газа в 2007-2008 годах, когда цена на газ марки Henry Hub в США обновляла многолетние максимумы.

В 2008-2009 годах цена на газ стремительно снизилась и осталась на низких уровнях, в то время как цена на нефть после падения в 2008 году вновь вернулась к высоким уровням порядка 100 долл.

США за баррель. Так как добыча нефти и газа из сланцевых пластов осуществляется с помощью одних и тех же технологий, производители стали переключаться на добычу относительно дорогой нефти. Так, в 2009 году всего 20% буровых установок в США использовались для бурения нефти, а в 2012 году - уже 80%.

Это дало начало полномасштабной добыче сланцевой нефти в США. Важно то, что США располагают большим количеством буровых установок - более 60% всех установок мира, что позволило быстро нарастить количество скважин и компенсировало быстрое падение добычи на уровне каждой отдельной скважины (рисунок 2).



Рисунок 2. - Соотношение количества буровых установок, задействованных в добыче нефти и газа:

Вот, как примерно выглядит «план» по разбуриванию одного из месторождений США (рисунок 3).

Сланцевая формация Bakken. Размер каждого квадратика = 1,6 Ч 1,6 километра. Чёрные линии - стволы скважин. Теперь можно представить распределение скважин (одна/две на 5,1 квадратных километра) и их длину (3 километра). Shell ICP. Процесс основывается на постепенном нагреве изолированных сланцевых пластов в течение длительного времени (2-4 года) с использованием погружных электрических нагревателей. За счет сравнительно низкой теплопроводности сланца и выстраивания вокруг нагреваемого контура «замораживающих стен» удается равномерно нагреть все сланцевые пласты до температуры 200°С и начать практически переработку сланца внутри пласта.

ExxonMobil Electofrac. Модернизированный вариант классического ГРП, но построен на электролизных методах воздействия на пласт. Скважины заполняются электропроводящим флюидом, а пласт становится резистивным элементом цепи и нагревается под воздействием электричества. Таким образом, пласт становится естественным теплоносителем при внутрипластовом ретортинге содержащегося в нем керогена.

Рисунок 3. - «План» разбуривания одного из месторождений:

5. Экология добычи сланца

В центре внимания остаются вопросы экологической эффективности. Рассмотрим два основных критерия экологической эффективности проектов по добыче сланцевой нефти в сравнении с традиционной нефтью:

1. Выбросы углекислого газа - немаловажный аспект, учитывая высокую степень «загрязнения» окружающей среды при добыче традиционной нефти;

2. Расход пресной воды. При добыче всеми методами расходуются значительные объемы воды. В случае внутрипластовой добычи - на ГРП и или охлаждение, в случае с наружным ретортингом - на охлаждение реторт.

На текущем этапе оценка всех экологических показателей может быть полноценно проведена только по проектам в США, где ведется активная промышленная эксплуатация нефти сланцевых плеев.

Энергетический институт Колорадо в тесном сотрудничестве с правительством США представил результаты расчетов, согласно которым инфраструктура добычных проектов, рассчитанных на добычу 660 млн. бар нефти низко-проницаемых коллекторов в год, будет производить одновременно более 350 млн. т. углекислого газа в год.

Это составляет около 5% от текущих годовых выбросов парниковых газов США (7,26 Гт С02), что являет собой допустимую цифру, так как объемы выбросов в случае эксплуатации традиционных месторождений в среднем составляют от 100 до 400 кг. С02 на барр.

Добыча нефти низко-проницаемых пород и сланцевой нефти связана со значительным расходом воды: для добычи 1 барр. нефти требуется от 2 до 7 барр. воды (от 317,8 до 1112,3 л.). В крупном мегаполисе как Москва, среднее потребление воды составляет 400л/сут./чел.

Именно вода, с технологической точки зрения, сегодня является одним из основных препятствий для развития проектов по добыче нефти низко-проницаемых пород в мире.

Проблема расхода пресной воды стала камнем преткновения для развития добычи нефти сланцевых плеев в Китае, Иордании, а так же в Калифорнии (США). Проблема замены мультистадийного ГРП на менее водозатратную технологию - сегодня является основной.

Для современных методов добычи эти показатели не столь катастрофичны, как для ГРП. В среднем, для всех видов ретортинга они составляют 3/1 по отношению вода к нефти. Основной расход воды происходит при охлаждении поверхностных реторт, или проведении ГРП. Так же значительные потери воды наблюдаются при повреждении грунтовых вод при разработке методами in-situ.

Таким образом среди экологических ограничений для всех нефтей сланцевых плеев основным и критическим является расход пресной воды.

По показателям энергетической эффективности и выбросам С02 нефть сланцевых плеев в состоянии конкурировать с месторождениями традиционной нефти, а в отдельных случаях их разработка становится более экологичной. Значительные усилия компаний направлены на радикальное снижение затрат воды.

Одним из наиболее перспективных проектов в этом направлении является разработка нефтяного плея Шфела (Израиль). Инженеры компании-оператора IEI планируют применить принципиально новые методы извлечения нефти из керогена.

На начальных этапах добыча будет вестись методами внутри пластовой добычи, а позже будет разработана технология, снижающая объемы воды, требуемые для добычи. Одной из основных целей пилотного проекта является именно разработка и апробация этой технологии уже к 2019-2020 гг. Такая технология позволит каким-то образом даже получать воду вместе с нефтью на подобных месторождениях.

Страны, имеющие значительные запасы нефти в низко-проницаемых породах и сланцах, но при этом испытывающие недостаток пресной воды, так же заинтересованы в подобной технологии. В случае если технология распространится, нефтяной рынок может претерпеть значительные изменения. а добыча нефти сланцевых плеев может возрасти до 418 млн. т. в мире с нынешних 40 млн. т., при этом ущерб мировой экологии не превысит ущерба от производства того же объема традиционной нефти.



6. Возможна ли сланцевая революция в России

В России имеются колоссальные запасы сланцевой и шельфовой нефти, которые, по некоторым оценкам, превышают запасы традиционно добываемой нефти. Однако разработка этих месторождений нерентабельна без налоговых льгот: затраты на добычу трудно-извлекаемой нефти в несколько раз выше, поскольку объем добычи из каждой отдельной скважины падает очень быстро, как и в США.

Более того, для разработки таких месторождений требуется оборудование для гидроразрыва, которое пока не производится в России, а также финансирование и экспертиза иностранных партнеров. Все это стало недоступным в прошлом году, когда США и Евросоюзом были введены санкции против России. В результате практически все проекты добычи сланцевой и шельфовой нефти в России были остановлены. Однако, в отличие от США, где запасы традиционно добываемой нефти относительно невелики, в России запасы насчитывают 80 млрд. баррелей - это 20 лет добычи текущими темпами. Более того, благодаря активной геологической разведке изучаются новые месторождения, и запасы нефти пополняются. На данный момент запасы трудно-извлекаемой нефти не востребованы.



7. Состояние рынка

Крупные нефтяные компании могут получить налоговые льготы для добычи сланцевой нефти в России. В 2015 году Минприроды подготовило поправки в закон «О недрах» и согласует с Минфином «скидки» по НДПИ.

7.1 Планы

Министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской по итогам прошедшего в среду в ведомстве Консультативного совета по трудно-извлекаемым запасам (ТРИЗ) поручил Роснедрам и профильным департаментам министерства через месяц разработать дорожную карту лицензирования месторождений трудно-извлекаемых ресурсов нефти и газа, ресурсный потенциал которых составляет 20-40 млрд. т. нефтяного эквивалента. Об этом РБК сообщил официальный представитель ведомства. По его словам, в дорожной карте будет содержаться концепция разработки трудно-извлекаемых и нетрадиционных запасов нефти и газа в России, правила и сроки лицензирования таких месторождений, а также список подзаконных актов, которые должны быть разработаны параллельно с изменениями в закон «О недрах» (работа продлится до конца 2016 года). Эти меры должны позволить ввести такие запасы в разработку и предоставлять их всем, кто согласен профинансировать геологоразведку.

Для отработки технологий будут созданы полигоны на принципах софинансирования государства и нефтяных компаний. Сейчас уже действуют два таких проекта в ХМАО и Томской области. «Минприроды в качестве главного условия допуска компаний к геологоразведке и добыче сланцевой и высоковязкой нефти обязывает претендента обеспечить ввод месторождения в опытно-промышленную эксплуатацию через четыре-пять лет после начала работ. Будет установлено ограничение на площадь участков недр, которые предоставляются для разведки, до 2-4 тыс. км. с возможностью отказа компаний от части площади. Кроме того, компаниям не смогут отказать в праве разведки и разработки месторождений сланцевой нефти из-за отсутствия достаточного количества денег или профильной техники для геологоразведки и бурения», - передал через своего пресс-секретаря РБК министр природных ресурсов и экологии Сергей Донской.

По оценке главы Роснедр Валерия Пака, изучение и оценка месторождений сланцевой нефти в России пройдет в три этапа: изучение и оценка за счет госбюджета должна была пройти до 2016 года, разведка и разработка начнется после 2016 года. До 2030 года должно завершиться лицензирование изученных участков, в приоритете месторождения баженовской, доманиковой, абалакской, хадумской и кулонамской свит в Западной и Восточной Сибири.

7.2 Кому выгодна нефть из сланцев

Инициатива Минприроды в первую очередь коснется малых и средних компаний нефтегазового профиля, а также НИИ, которые готовы запускать свои пилотные проекты с использованием новых технологий разведки и добычи «трудной нефти» в обмен на налоговые льготы.

Под ними понимается обнуление НДПИ, вычеты на геологоразведку в счет иных налогов, отсутствие или отсрочка разового платежа за пользование недрами. Однако преференции попадут и новые проекты крупных компаний - «Газпром нефти», «Роснефти», ЛУКОЙЛа, «Татнефти» и «Сургутнефтегаза». В частности, как озвучил в рамках Консультативного совета директор департамента госполитики и регулирования в области геологии и недропользования Алексей Орел (копия его презентации есть у РБК), Минприроды предложило предоставлять компаниям участки недр, содержащих ТРИЗ, для изучения по заявительному принципу, а не на основе конкурсов или аукционов. В отличие от разведки и разработки обычной нефти в лицензиях на участки недр сланцевой нефти исключат требования обязательных объемов геологоразведки и предельные сроки ее проведения, необходимость согласования технических проектов разработки месторождений и предусмотрят упрощенную систему постановки на баланс выявленных запасов. В конце 2014 года правительство решило снизить налоговую нагрузку на добычу трудно-извлекаемых запасов нефти в 2015 году: суммарная налоговая нагрузка снижена на 5-24% в зависимости от степени выработки месторождений нефти и ее качества.

Как ранее отмечал глава «Сургутнефтегаза» Владимир Богданов, применение нулевой ставки НДПИ для баженовской свиты помогло бы его компании к 2030 году дополнительно добыть 195 млн. т. нефти.

А государство дополнительно бы получило 2,5 трлн. руб. дохода. До 2018 года компания планирует прирастить добычу на Бажене до 5,72 млн. т. нефти в год. О необходимости льгот говорил и гендиректор «Газпром нефти» Александр Дюков, просивший у государства налоговые вычеты с вложений в геологоразведку для «трудной нефти».

Трудно-извлекаемые запасы становятся таковыми для нас только из-за несовершенства налогообложения, а так эти запасы для нас очень даже традиционны, подчеркивал в 2014 году Дюков.

7.3 Консервативный Минфин

До сих пор на новые сложные месторождения недропользователей заманивали адресными льготами. Так, в ХМАО и на Ямале все же обнулили НДПИ для ТРИЗ. Общие налоговые льготы по ТРИЗ должны пройти согласование в Минфине.

«У Минфина нет приоритетов стимулировать ТРИЗ. Наша задача - стимулировать уровень налогов», - отмечал, выступая на Гайдаровском экономическом форуме в январе, директор департамента налоговой политики Илья Трунин. По его мнению, на данном этапе основной вклад в повышение добычи, в том числе в разработке ТРИЗ, должен осуществляться не налоговыми льготами, а благодаря повышению уровня конкуренции в секторе. Губернатор ХМАО Наталья Комарова на парламентских слушаниях по налоговой политике в нефтяной отрасли в марте 2015 года прогнозировала, что увеличение доли трудно-извлекаемых запасов к 2030 году в объеме добычи нефти в ХМАО составит 50-90% к 2030 году. В Югре не введены в разработку более 70 лицензионных участков с запасами в 618 млн. т. углеводородов из-за экономической нерентабельности в текущем налоговом режиме. Сумма необходимых капвложений - 5,5 трлн. руб.

7.4 Чего ожидают нефтяники

Санкции в отношении России со стороны ЕС и США задели почти все крупные российские нефтяные компании и лишили их стратегических западных партнеров. В том числе на проектах по разработке нетрадиционных углеводородных ресурсов. Так, «Роснефть» сотрудничала по освоению трудно-извлекаемых ресурсов с норвежской Statoil и американской ExxonMobil, «Газпром нефть» - c англо-голландской Shell, у ЛУКОЙЛа есть совместные проекты с французской Total на баженовской свите. Все компании пока планируют работать на этих проектах самостоятельно и ждут, что дальше будет с западными санкциями. Пока Минэнерго оставляет в силе ожидания, что к 2035 году доля добычи нефти за счет ТРИЗ в России вырастет с текущих 33 млн. т. до 80 млн. т. в год.

Отсутствие технологий не единственное препятствие для крупных нефтяных компаний, которое мешает им осуществить сланцевую революцию. Есть желание получить новые льготы и преференции для разработки ТРИЗ, так как при текущих ценах на нефть такие инвестиции не оправданы. Безубыточность проектов сланцевой добычи, по расчетам экспертов Oil & Gas Journal, составляет $38-64 за баррель, на Баккене - $42 за баррель. Александр Дюков, глава «Газпром нефти», на профильном совещании по ТРИЗ осенью 2014 года отмечал, что налоговый маневр Минфина привел к росту налоговой нагрузки на нефтяную отрасль Западной Сибири. «Нам нужно выровнять экономические условия добычи «трудной нефти» в Западной Сибири и в Поволжье. Необходимо дать компаниям льготы и преференции по применению методов увеличения нефтеотдачи при добыче сланцевой и вязкой нефти», - сказал он.

В кулуарах Национального нефтегазового форума в середине марта он заявлял, что «Газпром нефть» совместно с «Роснефтью» могут обратиться в ФНБ за финансированием для Мессояхинской и Куюмбинской групп месторождений, содержащих в том числе «трудную нефть».

Глава «Роснефти» Игорь Сечин озвучивал на конференции в Лондоне в феврале 2015 года, что вполне можно спрогнозировать сокращение объемов добычи на месторождениях с трудно-извлекаемыми запасами нефти при дальнейшем снижении котировок нефти, так как компаниям требуется обеспечить возвратность инвестиций.



Заключение

Сланцевая нефть - один из важнейших «резервов» для дальнейшего развития топливно-энергетического комплекса. И пренебрегать своими запасами никакая страна не собирается. В её добыче хорошо преуспели американские нефтяники. нефть добыча сланец

Но нашей и другим странам вероятно не получится просто повторять их, ведь все технологии, которые разработали США предназначены исключительно для своих месторождений, а они, как правило, как и все остальные уникальны сами по себе. Из этого следует, что России стоит хорошо подготовиться к добыче сланцевого «черного золота» к тому моменту, когда цены поднимутся и продажа будет рентабельной.

Размещено на Allbest.ru