КЛАССИФИКАЦИЯ СТРАН МИРА НА РЫНКЕ НЕФТИ. Что означает дифференциация запасов нефтиДифференциация запасов и ресурсов нефти : [Сб. науч. тр.] /Поиск по определенным полямЧтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:author:иванов Можно искать по нескольким полям одновременно:author:иванов title:исследование Логически операторыПо умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:исследование разработка author:иванов title:разработка оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:исследование OR разработка author:иванов OR title:разработка оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:исследование NOT разработка author:иванов NOT title:разработка Тип поискаПри написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":исследование* Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:"исследование и разработка" Поиск по синонимамДля включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.#исследование ГруппировкаДля того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:Приблизительный поиск словаДля приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:бром~ При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д. Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:бром~1 По умолчанию допускается 2 правки.Критерий близостиДля поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:"исследование разработка"~2 Релевантность выраженийДля изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":исследование^4 разработка По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.Поиск в интервалеДля указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.author:[Иванов TO Петров] Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.author:{Иванов TO Петров} Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.search.rsl.ru Прирост - извлекаемый запас - нефтьПрирост - извлекаемый запас - нефтьCтраница 1 Прирост извлекаемых запасов нефти происходит за счет уменьшения остаточной нефти, но остаточная нефть заменяется остаточным газом, плотность которого в пластовых условиях при высоком пластовом давлении меньше плотности нефти в 2 с лишним раза. [1] Прирост извлекаемых запасов нефти за счет мероприятий по интенсификации и усовершенствованию разработки Ромашкинского месторождения дается по сравнению с начальными извлекаемыми запасами нефти по Генсхеме, составленной в 1955 г. институтом ВНИИнефть. [2] Прироста извлекаемых запасов нефти на разрабатываемых месторождениях за счет более полного извлечения нефти из пластов, т.е. за счет интенсификации притоков. [3] Вследствие того что прирост извлекаемых запасов нефти с 1994 г. был существенно меньше ее добычи и списания, к настоящему времени снижение извлекаемых запасов превысило 4 0 млрд т, что означает потерю потенциала добычи нефти в размере 200 - 240 млн т в год. [5] В общем случае действительный прирост извлекаемых запасов нефти AQ0 не известен. [6] Однако в определенные периоды, ограниченные прямолинейными участками рассматриваемой зависимости, прироста извлекаемых запасов нефти практически не наблюдается, несмотря на продолжающееся бурение новых скважин. [7] Для современной разработки нефтяных залежей характерно то, что накопление неизвлекаемых запасов опережает прирост извлекаемых запасов нефти. [8] Можно предположить, что именно правительственная налоговая политика эффективно стимулирует деятельность нефтяных компаний, направленную на прирост извлекаемых запасов нефти, применение методов увеличения нефтеотдачи пластов. Именно этой политикой обусловлен общеизвестный феномен нефтяной промышленности ГИТА: при 8 - 10-кратной обеспеченности доказанными запасами добыча нефти на уровне 410 - 430 млн. т в год сохранялась в течение 20 лет. [9] Технологический эффект от применения методов увеличения нефтеотдачи пластов обычно характеризуют приростом нефтеотдачи по сравнению с традиционными методами воздействия, увеличением темпов добычи нефти, снижением обводненности добываемой продукции, сокращением срока разработки и др. Здесь рассмотрим в качестве показателя эффективности прирост извлекаемых запасов нефти на единицу необходимого для реализации процесса реагента. Этот показатель наиболее удобен для определения экономических показателей процесса. [10] Начальные извлекаемые запасы нефти увеличиваются за счет бурения новых скважин, при изменении технологии эксплуатации скважин ( увеличении их предельной обводненности), при увеличении соотношения извлекаемых запасов жидкости и нефти. Прирост извлекаемых запасов нефти на пробуренную скважину может уменьшаться при уменьшении эффективной толщины пластов разбуриваемых участков, при бурении новых скважин ради сгущения сетки. [11] Закачка раствора ОП-10 и воздействие на пласт заводнением начаты на участках в основном одновременно. Поэтому прирост извлекаемых запасов нефти, как и улучшение других показателей разработки участков с введением очагов заводнения на них, обусловлены одновременным действием двух факторов: гидродинамическим - за счет закачки воды и физико-химическим - благодаря воздействию на процесс вытеснения нефти раствора ПАВ. [12] Оно позволяет дифференцировать и детализировать: при обнаружении потери или прироста извлекаемых запасов нефти в целом по объекту разбить объект на части и выделить из них те, где потери или приросты наибольшие. [13] Располагая уже большими запасами нефти, большинство стран ОПЕК продолжало столь интенсивную разведку, непрерывно и прогрессивно наращивало бурение скважин ( и разведочных, и эксплуатационных), что непрерывно и быстрее росли оставшиеся и, тем самым, начальные извлекаемые запасы нефти. Не только в отдельные годы, но даже, взяв рассматриваемый большой двадцатилетний период, можно было обнаружить, что в любой год и за любые несколько лет прирост извлекаемых запасов нефти всегда был больше ее добычи за тот же срок. [14] Производится пересчет балансовых и извлекаемых запасов нефти на опытном участке и приводится сопоставление их значений, принятых в проектном документе и полученных на дату анализа. Рассматриваются причины их расхождения. Оценивается прирост извлекаемых запасов нефти за счет метода. [15] Страницы: 1 2 www.ngpedia.ru Структура ресурсов нефти территории нераспределенного фонда недр Ханты-Мансийского автономного округа - Вестник НедропользователяДжугашвили О.В., Краснова Г.Н., Поповская В.Г., Судат Н.В. (НАЦ РН ХМАО) Отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла значительной части территории ХМАО рассматриваются как перспективные для поисков нефти и газа. В результате проведенных региональных, поисково-разведочных работ и научных исследований получена количественная оценка начальных потенциальных ресурсов углеводородов (УВ) основных нефтегазоносных комплексов: сеноманского, аптского, неокомского, ачимовского, баженовского, верхнеюрского, нижне-среднеюрского и доказана их промышленная нефтегазоносность. Максимальное распространение в рассматриваемом регионе имеет нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс (НГК), представляющий интерес в пределах всей площади перспективных земель ХМАО (450 тыс.км2). На большей части округа нефтегазоносными являются неокомский и верхнеюрский НГК. Территориально ограничены баженовский, аптский и ачимовский НГК, на каждый из которых приходится примерно третья часть площади распространения перспективных отложений округа. Отложения сеноманского НГК оцениваются как нефтегазоносные на 10% площади перспективных земель ХМАО. Наиболее полное представление о состоянии и перспективах освоения ресурсной базы регионов дает изучение сложившейся в настоящее время структуры потенциальных ресурсов УВ, под которой понимается распределение запасов и ресурсов различных групп и категорий по залежам с заданными классификационными признаками, характеризующими условия их залегания в недрах и технологии извлечения и использования запасов [1].
 Рис.1. Структура начальных потенциальных ресурсов нефти НФН по степени изученности и достоверности оценки
Отложения нефтегазоносных комплексов отличаются структурой начальных потенциальных ресурсов нефти по степени изученности и достоверности оценки, а также распределением выявленных и невыявленных ресурсов по залежам с различными показателями (размеры по величине запасов, начальным дебитам, фазовому состоянию, приуроченности к ловушкам различных типов и др.). В настоящее время около 30% площади перспективных земель округа приходится на территорию распределенного фонда недр (РФН). В первую очередь недропользователями приобретались наиболее богатые в нефтегазоносном отношении и хорошо изученные территории. В результате значительная часть открытых в округе месторождений, содержащих основные объекты добычи нефти – крупные по запасам и высокодебитные залежи, находится в пределах лицензионных участков (ЛУ), суммарный нефтегазовый потенциал которых выше по сравнению с нераспределенным фондом недр (НФН). При общей площади перспективных земель ХМАО за пределами контуров выделенных лицензионных участков — 325 тыс.км2 площадь распространения отложений сеноманского нефтегазоносного комплекса на территории НФН составляет 30 тыс.км2, аптского – 95 тыс.км2, неокомского – 227 тыс.км2, ачимовского – 67 тыс.км2, баженовского – 73 тыс.км2, верхнеюрского – 210 тыс.км2, нижне-среднеюрского – 346 тыс.км2. Такие различия объясняются, во-первых, неравномерностью пространственного развития отложений нефтегазоносных комплексов на территории округа, во-вторых, ограничением для ряда выданных лицензий на пользование объектами разреза по глубине (в результате чего, например, площадь территории за границами контуров ЛУ меньше площади нераспределенного фонда недр нижне-среднеюрского НГК). Структура начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти мезозойско-кайнозойского осадочного чехла территории нераспределенного фонда недр ХМАО по состоянию на 1.1.1999 г. приведена на рис.1. В настоящее время 11% начального потенциала нефти переведено в выявленные ресурсы открытых месторождений, оцененных по категориям В, С1 и С2 (рис.1). Из общего объема невыявленных ресурсов 17% приурочено к известным подготовленным в основном сейсморазведкой ловушкам и представляет собой локализованные перспективные ресурсы категорий С3 и Д0. Местонахождение другой части невыявленных ресурсов определено с точностью их приуроченности к крупным участкам, районам. Это так называемая нелокализованная часть потенциала (прогнозные ресурсы категорий Д1 и Д2). По состоянию на 1.1.1999 г. на территории нераспределенного фонда недр ХМАО, согласно существующей системе учета нефтегазосодержащих объектов в кадастре залежей и месторождений НАЦ РН ХМАО, числится 161 месторождение, при этом 128 целиком располагаются в пределах НФН, а 33 – частично, т.е. контуры их пересекаются границами лицензионных участков. Такая ситуация объясняется рядом причин: расширением контура месторождений при доразведке и выходом его за пределы ЛУ; открытием новых залежей, пересекающих выделенные ранее границы ЛУ; включением только части месторождений в некоторые ЛУ, из числа предоставленных недропользователям по статье 19.1 «Положения о порядке лицензировании…» и др. В нераспределенном фонде недр, как и в целом по округу, преобладают нефтяные месторождения. Так, из 161 месторождения, нефтяных — 135, нефтегазовых — 2, нефтегазоконденсатных — 3, газовых – 19, газоконденсатных — 2. По официальной отчетности (государственные балансы запасов — ВГФ) по состоянию на эту же дату числится 144 месторождения, из которых 121 — нефтяное, 3 — нефтегазовых, 2 – нефтегазоконденсатных, 16 – газовых и 2 – газоконденсатных. Расхождение в количестве месторождений, а также и залежей по этим двум системам учета объясняется различными подходами к определению их как объектов, содержащих запасы УВ. Первая связана с реально существующими природными объектами, ей соответствует разработанный в НАЦ РН ХМАО кадастр залежей и месторождений, вторая — с традиционно сложившимися названиями объектов при учете в балансах ВГФ. В кадастре под залежью понимается изолированное в пространстве скопление УВ, под месторождением — совокупность всех залежей, проекции контуров которых в плане пересекаются. В официальной отчетности (балансы запасов ВГФ) не всегда строго употреблены эти понятия. Часто в качестве залежи принимается группа близко расположенных скоплений УВ или часть единого скопления. То же касается и статистики месторождений в официальной отчетности. Как известно, в результате разведки многие ранее открытые месторождения, первоначально, казалось бы, изолированные друг от друга в плане, оказываются частями единого, а считавшееся единым – разбивается на несколько самостоятельных. На протяжении многих лет при формировании государственных балансов эти изменения не всегда фиксировались, и принятые ранее названия месторождений продолжают использоваться в официальных документах. Расхождения в этих двух системах учета относятся только к счету объектов (залежей и месторождений) при одинаковой величине суммарных запасов и ресурсов УВ в них. Известно, что установленные закономерности распределения ресурсов УВ по залежам разных размеров в пределах нефтегазоносных бассейнов и элементов нефтегеологического районирования территорий проявляются только на реально существующих в природе объектах. Поэтому проведение анализа структуры ресурсной базы территорий, прогнозирование количества невыявленных залежей должно осуществляться с использованием фактических объектов, учитываемых в кадастре. Распределение выявленных и потенциальных ресурсов углеводородов неравномерно в плане рассматриваемой территории и в разрезе осадочного чехла. Это, прежде всего, связано с закономерностями развития бассейна (динамикой тектонических процессов, термобарическими условиями в недрах, спецификой процессов нефтегазогенерации и т.д.), которые обусловили формирование толщ с различной концентрацией жидких и газообразных УВ. В свою очередь, соотношение различных групп и категорий ресурсов (промышленных, перспективных, прогнозных) в общем объеме потенциальных, динамика выявления залежей нефти и газа в значительной степени зависят от степени изученности территории бурением, площадными сейсмическими исследованиями и геологического строения толщ. Недра округа и территории НФН перспективны в основном на нефть. Как для выявленной части ресурсов, так и для потенциальных, около 90% оцененных жидких и газообразных УВ нераспределенного фонда недр составляют ресурсы нефти. Структура выявленных ресурсов нефти Залежи месторождений НФН в значительной степени недоразведаны, предварительно оцененные ресурсы нефти категории С2 составляют 64% от общей величины начальных выявленных ресурсов. Практически все разведанные запасы оценены по категории С1, за исключением одной залежи неокомского НГК с начальными запасами по категории В — 0.8 млн.т. Накопленная добыча незначительна – около 0.2% начальных извлекаемых запасов категорий ВС1. Доля разведанных запасов в суммарных выявленных (разведанность ресурсов) максимальна в целом для залежей баженовского НГК — 60%, минимальна для неокомского НГК — 24% (рис.2).
 Рис.2. Распределение выявленных и перспективных извлекаемых ресурсов нефти НФН по нефтегазоносным комплексам.
Месторождения нераспределенного фонда недр в основном двух-трехпластовые, а открываемые в последние годы (1994-1998 гг.) – преимущественно однопластовые. Общее количество открытых залежей, входящих (целиком или частично) в пределы территории НФН, — 336 , из них: нефтяных — 306, нефтегазоконденсатных – 1, газовых – 26 и 3 – газоконденсатных (вся статистика залежей месторождений приводится согласно учету их в кадастре НАЦ РН ХМАО). Хотя число залежей, контуры которых пересечены границами лицензионных участков, небольшое: 40 – нефтяных и одна — газовая, на них (части залежей, относящиеся к НФН) приходится 38% начальных выявленных ресурсов нефти нераспределенного фонда недр. Анализ структуры выявленных ресурсов нефти основан на изучении ряда параметров залежей и месторождений и классификации запасов по наиболее значимым из них: по величине запасов, продуктивности, приуроченности запасов к различным глубинам и типам ловушек, коэффициенту извлечения нефти. Размер залежи — одна из важных характеристик, предопределяющая эффективность поисково-разведочных и добывных работ. При расчете структуры ресурсов нефти выделены 3 класса скоплений: мелкие, средние и крупные, с границами, соответственно: до 10 млн.т; 10-30 млн.т, более 30 млн.т извлекаемых запасов нефти категорий АВС1С2, которые разделены на более дробные элементы — подклассы, со следующими границами: до 1, 1-3, 3-10, 10-30, 30-100; более 100 млн.т. По величине начальных дебитов скважин выделены классы низкодебитных (менее 5 т/сут), среднедебитных (5-30 т/сут) и высокодебитных (более 30 т/сут) залежей. На основании сопоставления основных параметров залежей – величины запасов и дебитов введен комплексный показатель, характеризующий степень эффективности освоения объектов [4]. Все выявленные залежи по значению комплексного показателя разбиваются на 6 классов с убывающей (от первого к шестому) эффективностью освоения: I – высокодебитные залежи c извлекаемыми запасами более 30 млн.т; II – высокодебитные с запасами 3-30 млн.т; III – среднедебитные с запасами более 30 млн.т; IV – высокодебитные с запасами менее 3 млн.т; V – среднедебитные с запасами 3-30 млн.т; VI – среднедебитные с запасами менее 3 млн.т и все малодебитные. Залежи I и II классов классифицируются как высокоэффективные, III и IV как среднеэффективные, V и VI как низкоэффективные. Результаты расчета структуры выявленных ресурсов нефти по предложенным показателям приводятся на рис.3, 4. Для залежей, частично входящих в пределы нераспределенного фонда недр, принадлежность к конкретному классу скоплений по крупности определялась с учетом суммарных ее запасов (т.е. запасов всех ее участков, независимо от того, находятся они в РФН или в НФН). При определении суммарных запасов класса учитывались запасы только тех частей залежей, которые находятся в НФН.
 Рис.3. Распределение выявленных извлекаемых ресурсов нефти НФН по залежам разных размеров.
Как видно из полученных расчетов, наблюдается закономерное уменьшение количества выявленных залежей при переходе к более крупным классам скоплений (рис.3). Треть выявленных залежей НФН имеет запасы менее 1 млн.т. Из 307 нефтесодержащих залежей 261 классифицируются как мелкие по размерам. К классу крупных относятся 13 залежей, 7 из которых делятся между территориями распределенного и нераспределенного фондов недр и в результате запасы частей их, находящихся в НФН, для 6 залежей меньше нижней границы класса, к которому относится залежь в целом. Запасы нефти категорий ВС1С2 НФН практически поровну распределены между тремя классами залежей по размерам (мелкими, средними и крупными). Из разведанных запасов 46% связано с высокодебитными залежами, 47% — со среднедебитными, остальные – с низкодебитными залежами. По количеству преобладают низко-эффективные для освоения залежи (V и VI классы), в них сконцентрировано 54% выявленных ресурсов НФН (рис.4).
 Рис.4. Распределение выявленных извлекаемых ресурсов нефти НФН по классам эффективности.
При изучении структуры выявленных запасов важное значение имеет расчет их распределения по глубинам или нефтегазоносным комплексам, а также ловушкам различного типа, что позволяет оценить запасы, наиболее подготовленные к промышленному освоению, и запасы, эффективное освоение которых возможно только с применением более совершенных технологий. Эту же цель преследует и классификация запасов по коэффициенту извлечения. Распределение выявленных ресурсов НФН по нефтегазоносным комплексам существенно отличается от аналогичного для месторождений РФН и в целом для округа, где значительная часть открытых залежей и начальных запасов категорий АВС1С2 (71%) приурочена к неокомскому НГК. Для нераспределенного фонда недр характерна преимущественная приуроченность запасов нефти месторождений к юрским отложениям (67%) (рис.2). На 60 залежей неокомского НГК приходится 15% суммарных выявленных ресурсов мезозойско-кайнозойского осадочного чехла территории нераспределенного фонда недр. Выявленные запасы в основном связаны с ловушками структурно-литологического (67%) и структурного (29%) типов. Коэффициенты извлечения нефти (КИН) залежей НФН изменяются от 0.1 до 0.45. Для половины залежей КИН больше 0.25, на них приходится 65% выявленных ресурсов категорий ВС1С2 НФН. Структура потенциальных и невыявленных ресурсов В структуре начальных потенциальных ресурсов нефти нераспределенного фонда недр (рис.1) 89% составляют невыявленные ресурсы, в том числе 74% — нелокализованный прогноз (категории Д1+Д2), 15% — локализованный (категории С3+Д0). Для отдельных нефтегазоносных комплексов выявленность ресурсов (доля начальных потенциальных ресурсов, переведенных в запасы месторождений категорий АВС1С2), различна и изменяется от 5% в неокомском НГК до 18% в верхнеюрском. При средней по площади НФН концентрации начальных потенциальных извлекаемых ресурсов нефти, составляющей около 50 тыс.т/км2 (в РФН – 200 тыс.т/км2), распределение их как по разрезу осадочного чехла (нефтегазоносным комплексам), так и в плане территории неравномерно. Максимальные средние значения концентрации характерны для неокомского и баженовского НГК, минимальные – для верхнеюрского и сеноман-аптского. В сумме по отложениям осадочного чехла наиболее высокие плотности начальных потенциальных ресурсов отмечаются для участков Салымского и Сургутского нефтегазоносных районов (от 100 до 300 тыс.т/км2). В западном и восточном направлениях наблюдается уменьшение плотностей до минимума (в Березовском НГР около 1.5 тыс.т/км2). Достаточно значительны плотности начальных потенциальных ресурсов нефти в среднем по площади (50-80 тыс.т/км2) на территориях Красноленинского, Вартовского, Ляминского, Юильского, Варьеганского НГР в пределах НФН. Из-за невысокой выявленности ресурсов нефти НФН дифференциация по площади и по объектам разреза плотностей невыявленных ресурсов практически такая же, как и для начальных потенциальных. Средняя по площади плотность невыявленных извлекаемых ресурсов нефти территории нераспределенного фонда недр для всего осадочного чехла составляет 43 тыс.т/км2. По нефтегазоносным комплексам потенциальные и невыявленные ресурсы распределены практически идентично. На отложения неокомского и нижне-среднеюрского НГК приходятся по 31% невыявленных ресурсов НФН, на баженовский – 19%, на верхнеюрский — 8%, на ачимовский – 6%, на сеноман-аптский – 5%. Для каждого нефтегазоносного комплекса по методике, разработанной Шпильманом В.И. [1,2], производилась оценка структуры невыявленных ресурсов по принадлежности их к залежам различной крупности по величине запасов. Согласно этой методике расчет распределения невыявленных ресурсов осуществляется на основе прогноза структуры начальных потенциальных ресурсов и рассчитанной структуры выявленных ресурсов.
 Рис.5. Структура невыявленных ресурсов нефти НФН по залежам разных размеров
Все выявленные и невыявленные залежизапасы которых в сумме равны потенциальным ресурсам данного объекта, представляют собой генеральную совокупность залежей (ГС). В настоящее время большинство исследователей признают, что распределение залежей в ГС аппроксимируется амодальной убывающей функцией. Математические модели описания такого распределения предложены В.И.Шпильманом (1971 и др.), А.Э.Конторовичем и В.И.Деминым (1977 и др.). Для расчета структуры потенциальных ресурсов нефти территории НФН ХМАО по залежам различных размеров был использован установленный В.И.Шпильманом и Цзинь Чжи Цзинем [3] единый закон распределения залежей на различных стадиях освоения регионов. Выбор этого метода обусловлен тем, что полученные авторами формулы позволяют описать соотношение числа залежей различных классов по величине запасов как для бассейна в целом, так и для его отдельных частей – нефтегазоносных областей и нефтегазоносных комплексов. Полученное распределение невыявленных залежей по размерам, определяемое как разность между структурой потенциальных и выявленных ресурсов, для каждого нефтегазоносного комплекса приведено на рис.5. В пределах НФН ХМАО наиболее значительные предполагаемые открытия – это 54 залежи с запасами более 30 млн.т, из которых: 1 прогнозируется в сеноман-аптском нефте-газоносном комплексе, 14 — в неокомском, 5 — в ачимовском, 12 — в баженовском, 7 — в верхнеюрском, 15 — в нижне-среднеюрском. Значительная часть залежей от общего количества прогнозируемых будет иметь запасы менее 10 млн.т каждая, на них приходится около половины (49%) невыявленных ресурсов нефти НФН; на залежи с запасами 10-30 млн.т — 19%, на крупные залежи с запасами более 100 млн.т – 14%. В составе невыявленных ресурсов НФН по состоянию на 1.1.1999 г. оценку по категории С3+Д0имеют 967 объектов – перспективных ловушек, подготовленных к бурению по результатам сейсмических работ. Существенно дифференцированный характер распределения перспективных ресурсов отмечается по нефтегазоносным комплексам (рис.2). Максимальная доля ресурсов нефти С3+Д0прогнозируется в нижне-среднеюрском НГК (44%). Далее по величине суммарных перспективных ресурсов следуют верхнеюрский и неокомский НГК, на которые приходятся, соответственно, 23% и 18% ресурсов С3+Д0 территории НФН. Вклад остальных нефтегазоносных комплексов в суммарные ресурсы локальных объектов менее значителен. Наиболее крупные по размерам ловушки прогнозируются в нижне- и среднеюрских отложениях. В среднем по ресурсам, приходящимся на один локальный объект, ловушки НФН крупнее ловушек РФН. Оценку по категории С3 имеют 800 ловушек, доля их ресурсов от суммарных перспективных по НФН составляет 80%. Проведенный анализ структуры ресурсной базы нефти территории нераспределенного фонда недр ХМАО позволил установить основные закономерности в распределении выявленных и прогнозируемых залежей. Для рассматриваемой территории в целом и для отложений отдельных нефтегазоносных комплексов характерны меньшие концентрации потенциальных ресурсов и меньшие размеры выявленных и предполагаемых залежей. При этом значительная часть потенциальных и невыявленных ресурсов НФН приурочена к юрским, более глубоко залегающим горизонтам. В свою очередь залежи нижнеюрского комплекса преимущественно неструктурные, что усложняет процесс их опоискования и разведки. Дальнейшее освоение значительной части территории перспективных земель ХМАО нераспределенного фонда недр потребует значительных затрат по сравнению с освоением более богатых территорий, в настоящее время находящихся в составе распределенного фонда недр. Именно поэтому научно обоснованный прогноз структуры невыявленных ресурсов толщ, залегающих на различных глубинах, приобретает первостепенное значение при выборе направлений поисковых работ, расчете их будущей эффективности и определении и разработке технологий их дальнейшего освоения. Литература
www.oilnews.ru Гундина Ю.Р. Классификация стран мира на рынке нефтиГундина Юлия РинатовнаТюменская государственная академия мировой экономики, управления и правастудентка Gundina Yuliya RinatovnaTyumen state academy of world economy, management and lawstudent Библиографическая ссылка на статью:Гундина Ю.Р. Классификация стран мира на рынке нефти // Экономика и менеджмент инновационных технологий. 2013. № 12 [Электронный ресурс]. URL: http://ekonomika.snauka.ru/2013/12/3566 (дата обращения: 07.06.2018). Состояние международного рынка нефти оказывает заметное воздействие на экономику стран-экспортеров этого ресурса. В таких странах доходы от экспорта нефти и других энергоносителей определяют динамику совокупного платежеспособного спроса и налоговые поступления в бюджеты всех уровней, влияют на формирование курса национальной валюты и темпы инфляционного процесса. Цены на нефть являются одним из основных индикаторов мировой экономики. Увеличение цен приводит к перераспределению финансовых потоков и вносит коррективы в мировую торговлю. Воздействие данного фактора на экономику той или иной страны меняется в зависимости от доли расходов на нефть в национальном бюджете. Чем выше цены на нефть и чем дольше такое положение сохраняется, тем сильнее общее воздействие на страну с точки зрения макроэкономики. Актуальность данной статьи заключается в выявлении стран, существенным образом влияющих на конъюнктуру международного рынка нефти, и, следовательно, формирование мировых цен на данный ресурс. А эффективное использование доходов от экспорта нефти является важной предпосылкой ускоренного развития экономики страны. В целях выявления групп стран-участниц на международном рынке нефти проведём кластеризацию по 90 странам-экспортерам топлива. Перед проведением анализа, была выдвинута гипотеза, что для данных стран характерна существенная дифференциация по уровню экономического развития, несмотря на то, что их объединяет зависимость экономики и ее стабильности от добычи и экспорта нефти, следовательно, от конъюнктуры на мировом рынке нефти. Следует учесть, что произошли некоторые изменения в структуре развития международного рынка нефти в странах-экспортерах топлива в период с 2002г. по 2012 г. В связи с этим представляется практически значимой задача классификации стран–экспортеров топлива, позволяющая выделить группы стран, исходя из роли нефтегазового сектора в национальной и мировой экономике. Так как кластерный анализ вероятностного подхода методом исследования К-средних значений предполагает разбиение выборки стран на заданное число кластеров, согласно выдвинутой гипотезе следует разбить страны на 4 кластера. В качестве факторов для проведения кластерного анализа были выбраны следующие показатели:
По мнению автора, данные показатели наиболее полно отражают состояние как внутреннего, так и внешнего нефтяных рынков. Необходимые материалы для расчётов взяты с официального сайта Энергетической информационной администрации – независимого агентства в составе министерства энергетики США (EIA), а также статистических отчетов по мировой энергетике компании «British Petrolium» за 2002 и 2012 гг. [1, 2, 3]. Кластерный анализ проводится с использованием статистического программного продукта IBM SPSS Statistics 19. Чтобы отразить динамику показателей, отражающих роль нефтяного сектора в экономике стран-экспортеров топлива, кластерный анализ проводится по двум годам: 2002 г., 2012 г. Перед проведением кластеризации необходимо выполнить процедуру логарифмирования, чтобы сделать распределение значений показателей симметричным и одномодальным. Рассмотрим данные за 2002 г. Результаты итерационного процесса представлены в табл. 2.1. Таблица 2.1 – Итерационный процесс (2002 г.)
Согласно данным таблицы 2.1, только после пяти итераций была достигнута сходимость по критерию малой величины или отсутствия изменений в положении центров кластеров. Максимальное абсолютное изменение координаты любого кластера составляет ,000. Текущая итерация 5. Минимальное расстояние между начальными центрами 10,282. В таблице 2.2 представлены начальные центры кластеров. Таблица 2.2 – Начальные центры кластеров (2002 г.)
Источник: расчеты автора В результате итерационного процесса были получены конечные центры кластеров (см. табл. 2.3). Таблица 2.3 – Конечные центры кластеров (2002 г.)
Источник: расчеты автора Конечные кластерные центры показывают средние значения переменных для объектов в конечном кластере. Согласно таблице 2.3, в первом кластере оказались страны с наименьшими значениями по показателям X1, X2. Самым высоким значением в данном кластере обладает показатель X3. Во второй кластер включены страны, у которых значения по показателям X1, X2 выше, чем в первом кластере, а по показателям X4, X5 – ниже. Самое высокое значение для второго кластера принадлежит показателю X1. Третий кластер представляют страны с наименьшими по сравнению с остальными кластерами значениями по показателям X3, X4, X5. В последний кластер вошли страны с наибольшими значениями по показателям X1, X2, X3, X4. Значение показателя X5 выше, чем в третьем кластере, однако ниже по сравнению с первым и вторым кластерами. Расстояние между конечными значениями кластеров представлено в табл. 2.4. Таблица 2.4 – Расстояние между конечными центрами кластеров (2002 г.)
Источник: расчеты автора Таблица 2.4 отражает расстояние между кластерными центрами окончательного решения, то есть евклидово расстояние, которое рассчитывается по следующей формуле (2.1):
где p (xi, xj) – евклидово расстояние между i-м и j-м объектами; xil,xjl– значения l-го признака у i-го (j-го) объекта (l=1,2,…, k; i,j=1,2,…n). Исходя из данной таблицы, минимальное расстояние наблюдается между вторым и третьим кластерами, а максимальное – между первым и четвертым кластерными центрами с учетом влияния всех факторов классификации в совокупности. Рассмотрим результаты дисперсионного анализа, оценивающие достоверность полученных результатов (см. табл. 2.5). Таблица 2.5 – Дисперсионный анализ (2002 г.)
Таблица 2.5 свидетельствует о том, что все пять показателей были справедливо использованы в процессе осуществления кластерного анализа и оказали значительное влияние на итерации. В результате проведенного анализа страны были объединены в кластеры по следующим критериям (см. табл. 2.6): • 1 кластер – страны, импортирующие топливо в больших объемах; • 2 кластер – страны, топливно-энергетическая промышленность которых ориентирована преимущественно на внутренний рынок; • 3 кластер – страны, осуществляющие поставки топлива как на внутренний, так и внешний рынки • 4 кластер – страны, экспортирующие топливо в больших объемах. Таблица 2.6 – Кластеризация стран (2002 г.)
Источник: расчеты автора Согласно таблице 2.6, в первый кластер вошло 13 стран, во второй – 27 стран, в третий – 22 страны и в четвертый – 28 стран. Из анализа 90 стран валидными оказались все. Для первого кластера характерны высокие значения показателей потребления, запасов и импорта нефти. Для второго кластера характерны высокие значения вышеуказанных показателей, однако значение показателя запасов нефти выше, чем в первом кластере, а импорта – ниже. Значение показателя импорта нефти выше экспорта в данном кластере. Для третьего кластера характерны высокие значения показателей запасов и добычи нефти. При этом значение показателя экспорта нефти выше импорта в данном кластере. Для четвертого кластера характерны высокие значения всех показателей, причем по показателю экспорта нефти значение выше, чем в остальных кластерах. Для сравнения проведем кластерный анализ стран за 2012 г. Результаты итерационного процесса представлены в табл. 2.7. Таблица 2.7 – Итерационный процесс (2012 г.)
Согласно данным таблицы 2.7, только после восьми итераций была достигнута сходимость по критерию малой величины или отсутствия изменений в положении центров кластеров. Максимальное абсолютное изменение координаты любого кластера составляет ,000. Текущая итерация 8. Минимальное расстояние между начальными центрами 10,399. В таблице 2.8 представлены начальные центры кластеров. Таблица 2.8 – Начальные центры кластеров (2012 г.)
Источник: расчеты автора В результате итерационного процесса были получены конечные центры кластеров (см. табл. 2.9). Таблица 2.9 – Конечные центры кластеров (2012 г.)
Источник: расчеты автора Согласно таблице 2.9, в первом кластере оказались страны с наибольшими значениями по показателям X1, X2, X3, X4. Во второй кластер включены страны, у которых значения по всем показателям несколько ниже, чем в первом кластере. Наименьшее значение в данном кластере принадлежит показателю X4. Третий кластер представляют страны, у которых значения по показателям X1, X2, X4 выше, чем во втором кластере, а по X3, X5 – соответственно, ниже. В последний кластер вошли страны с наименьшими значениями по показателям X1, X2. Наибольшее значение по сравнению с другими кластерами принадлежит показателю X5. Расстояние между конечными значениями кластеров представлено в табл. 2.10. Таблица 2.10 – Расстояние между конечными центрами кластеров (2012 г.)
Источник: расчеты автора Исходя из данной таблицы, минимальное расстояние наблюдается между вторым и третьим кластерами, а максимальное – между первым и четвертым кластерными центрами с учетом влияния всех факторов классификации в совокупности. Рассмотрим результаты дисперсионного анализа, оценивающие достоверность полученных результатов (см. табл. 2.11). Таблица 2.11 – Дисперсионный анализ (2012 г.)
Источник: расчеты автора Таблица 2.11 свидетельствует о том, что все пять показателей были справедливо использованы в процессе осуществления кластерного анализа и оказали значительное влияние на итерации. В результате проведенного анализа страны были объединены в кластеры по следующим критериям (см. табл. 2.12): • 1 кластер – страны, экспортирующие топливо в больших объемах. • 2 кластер – страны, осуществляющие поставки топлива как на внутренний, так и внешний рынки; • 3 кластер – страны, топливно-энергетическая промышленность которых ориентирована преимущественно на внутренний рынок; • 4 кластер – страны, импортирующие топливо в больших объемах. Таблица 2.12 – Кластеризация стран (2012 г.)
Источник: расчеты автора Согласно таблице 2.12, в первый кластер вошло 25 стран, во второй – 34 страны, в третий – 22 страны и в четвертый – 9 стран. Из анализа 90 стран валидными оказались все. Для первого кластера характерны высокие значения всех показателей, причем по показателю экспорта нефти значение выше, чем в остальных кластерах. Во втором кластере значения показателей несколько ниже, чем в первом кластере, причем значение экспорта нефти превышает значение импорта в данном кластере. В третьем кластере значение показателей запасов, добычи и экспорта нефти несколько выше, чем во втором кластере. При этом значение показателя импорта нефти выше экспорта в данном кластере. Для четвертого кластера характерно высокое значение показателя импорта нефти. Наименьшее значение характерно для показателей запасов и добычи нефти. Таким образом, современный международный рынок нефти характеризуется увеличением количества стран, экспортирующих нефть в больших объемах. Среди крупнейших стран-экспортеров нефти 2012 г. можно выделить Саудовскую Аравию, Россию, ОАЭ, Норвегию, Ирак, Кувейт, Нигерию, Канаду, США, Венесуэлу. За счет этих стран и происходят колебания мировых цен на нефть. Если сравнивать с данными 2002 г., в первую десятку нефтеэкспортирующих стран вошли следующие: Нидерланды, Россия, Саудовская Аравия, Сингапур, США, Венесуэла, Южная Корея, Кувейт, Великобритания, ОАЭ. Исходя из этого, можно увидеть, что такие страны, как Сингапур и Южная Корея изменили свою стратегию и на сегодняшний день являются странами-импортерами нефти, а Нидерланды – страной, поставляющей топливо как на внутренний, так и внешний рынки. Большая часть нефти, добываемой странами OPEC, экспортируется (например, Саудовская Аравия экспортирует более 85% производимой нефти), тогда как нефть, добываемая, например, в США, почти полностью поставляется на внутренний рынок. По темпам роста объемов нефтеимпорта Китай и Индия занимают первые строчки в мире. Однако энергетическая политика этих стран не предполагает роста их зависимости: такая политика предусматривает больший выбор стран-поставщиков в сочетании с освоением национальных ресурсов топливного сырья. Потребление нефти за последнее десятилетие возросло, а крупнейшими ее потребителями остаются США, страны Западной Европы и Япония. Россия, располагая огромными запасами нефти, остается одним из крупнейших экспортеров этого ресурса. Позиция России на международном рынке нефти улучшилась за счет роста добычи, что обеспечивает высокое положительное сальдо торгового баланса и рост международных резервов страны. Однако при нынешней экономической ситуации Российское производство не выдерживают конкуренцию за использование отечественного сырья. Развитие производительных сил России возможно только при ориентации на внутренний рынок и внутренние ресурсы с государственной защитой (налоги, пошлины) от избыточного экспорта сырья и от избыточного импорта товаров. Таким образом, эффективное использование доходов от экспорта нефти является важной предпосылкой ускоренного развития в российской экономике. Библиографический список
Все статьи автора «Гундина Юлия Ринатовна» ekonomika.snauka.ru Балансовый запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2Балансовый запас - нефтьCтраница 2 В балансовых запасах нефти, растворенного в ней газа, а также конденсата в свободном газе выделяются извлекаемые запасы, которые можно извлечь при существующем уровне техники разработки месторождений. [16] В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают извлекаемые запасы. [17] Фбал - балансовые запасы нефти, находящиеся в зоне дренирования данной эксплуатационйой скважины; ц - коэффициент вытеснения нефти водой. [18] В составе балансовых запасов нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы. [19] В числе балансовых запасов нефти, газа и конденсата выделяются т учитываются запасы, извлекаемые из недр при наиболее полном и рациональном использовании современной техники. [20] Около половины балансовых запасов нефти рифогенных месторождений сосредоточено в участках пласта с малой пористостью и проницаемостью. [21] Ошибки в балансовых запасах нефти искажают характеристики вытеснения, что создает неправильное представление об оценке эффективности процесса разработки: завышение балансовых запасов искусственно ухудшает, а занижение - улучшает условия разработки. Ошибки в определении нефтеотдачи вследствие ошибок в подсчете балансовых запасов нефти при прочих равных условиях возрастают с увеличением безразмерного времени, отношения вязкостен нефти и воды. [22] Установлено, что балансовые запасы нефти, определенные с использованием карт линейных запасов нефти, отличаются в меньшую сторону на 8 % от балансовых запасов, определенных объемными методам и запасы нефти на горизонте БВ10 распределены по площади неравномерно, а в пласте ЮВ. [23] Из общего объема балансовых запасов нефти, вовлеченных в разработку с применением различных методов интенсификации добычи нефти, сейчас порядка 50 % подвергаются тепловым методам воздействия. [24] Около 80 % балансовых запасов нефти по площади содержится в нижних пластах, из которых только около 3 % - в пластах-алевролитах. [25] Характеризуются условия подсчета балансовых запасов нефти и нефтяного газа по каждому объекту, указываются метод подсчета, дата подсчета, номер протокола, дата утверждения, распределение балансовых запасов нефти по условиям залегания. [26] Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта определяет геологические и балансовые запасы нефти и газа в залежи. Определение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта проводят, в частности, по фазовым проницаемостям керна. [27] В Татарстане около 94 % балансовых запасов нефти приходится на 15 % месторождений, а в Башкортостане 85 % балансовых запасов нефти содержатся на 11 % месторождениях. [28] Применяющаяся в геолого-промысловой практике дифференциация балансовых запасов нефти на активную и трудноизвлекаемую составляющие весьма условна с любой точки зрения. Если такая возможность налицо ( преимущественно для высокопроницаемых коллекторов главным образом терригенного состава, вмещающих нефти с вязкостью, 610 мПа с), то запасы относятся к категории активных. Одним из ярких показателей трудноизвлекаемости, по мнению Э. И. Сулейманова, служит низкая, т.е. меньшая 150 фм2, проницаемость коллектора. [29] Применяющаяся в геолого-промысловой практике дифференциация балансовых запасов нефти на активную и трудноизвлекаемую составляющие весьма условна с любой точки зрения. Если такая возможность налицо ( преимущественно для высокопроницаемых коллекторов главным образом терригенного состава, вмещающих нефти с вязкостью 10 мПа - с), то запасы относятся к категории активных. [30] Страницы: 1 2 3 4 www.ngpedia.ru Налогообложение: ключ к освоению запасов нефтиНефтедобыча имеет огромное значение для экономики Российской Федерации. Совокупные налоговые поступления от предприятий нефтяной промышленности в федеральный и региональные бюджеты в 2010 г. составили около 45% от общего объема (и это без учета поступлений из отраслей экономики, существенно зависящих от нефтедобывающего сектора). Однако как долго Россия сможет поддерживать добычу на таком уровне? Все крупные нефтяные компании заявляют о том, что на фоне увеличения затрат на добычу и удорожания запасов на осваиваемых месторождениях, а также с учетом сложных условий работы в новых регионах поддерживать, а тем более наращивать добычу при существующем уровне налоговых отчислений становится невыгодно. При цене нефти 100 долл. за баррель государство изымает в виде налогов примерно 75 долл. с каждого добытого барреля, оставляя компаниям лишь 25 долл. Такие доходы не окупают инвестиций не только в обустройство новых место рождений на территории РФ, но и в освоение более дорогих запасов на дейст вующих месторождениях. Оптимизировав уровень налоговых отчислений, государство могло бы создать условия для разработки нерентабельных на сегодняшний день запасов, что принесло бы выгоду и компаниям, и бюджету. Государство понимает необходимость изменений в сфере налогового регулирования нефтяной промышленности. На протяжении последних двух лет Министерство энергетики анализировало различные схемы реформирования отрасли. В настоящей статье описываются недавно утвержденные правительством изменения налоговой системы и обсуждаются варианты ее дальнейшего совершенствования. Дифференцированное налогообложение - ключ к освоению новых запасовКак показывает анализ динамики добычи в РФ за последние годы, при существующем уровне налогообложения отрасль по-прежнему демонстрирует тенденцию к сокращению объемов добычи. Рост показателей в целом по стране, отмеченный в 2007—2010 гг., обусловлен вводом в эксплуатацию трех крупных месторождений Восточной Сибири — Ванкорского, Талаканского и Верхнечонского, которые в 2010 г. дали в общей сложности свыше 20 млн тонн нефти. Если бы не эти три месторождения, то объемы добычи в 2007—2010 гг. снижались бы в среднем на 0,6% в год. При этом все три новых месторождения Восточной Сибири удалось ввести в эксплуатацию только благодаря тому, что к ним применялась льготная ставка экспортного налогообложения (строительство магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» стало важным, но не определяющим стимулом к запуску этих месторождений). В то же время добыча в традиционных нефтедобывающих регионах стабильно сокращалась. Например, в Югре, где добывается более половины всей российской нефти, на протяжении двух лет подряд объемы снижались в среднем на 2% в год, что составило почти 11 млн тонн за два года. Среднегодовое сокращение добычи в Ямало-Ненецком автономном округе за последние два года составило ~7% (в целом это еще около 6 млн тонн за два года). Результаты соответствующего анализа приведены Министерством энергетики в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли на период до 2020 года (см. схему 1). Однако анализ остаточных запасов в традиционных нефтедобывающих регионах свидетельствует о наличии значительного объема нефти, которая не извлекается компаниями. По оценкам Министерства энергетики, сделанным в 2010 г., объем доказанных извлекаемых запасов нефти в стране составляет 22 млрд тонн, из которых более половины (11,7 млрд тонн) находятся в неразбуренных зонах разрабатываемых месторождений (см. схему 2). Для освоения этих запасов не нужны колоссальные инвестиции в развитие инфраструктуры и реализацию трубопроводных проектов. Такие запасы можно разрабатывать уже сейчас. Проблема состоит в том, что значительный объем этих запасов сосредоточен в краевых зонах, нижних горизонтах и сложных для разбуривания коллекторах, в связи с чем стоимость извлечения таких запасов сравнительно высока. Соответственно, проводить их разбуривание и добычу при сегодняшнем уровне налоговых отчислений невыгодно для нефтедобывающих компаний. На повестке дня правительства уже давно стоит вопрос об оптимизации налоговой системы. Цель такой оптимизации — создать условия для освоения новых месторождений и разбуривания нерентабельных в настоящее время запасов на действующих месторождениях. При этом дело даже не в том, чтобы снизить общий уровень налоговых отчислений. В конце концов, по этому показателю (~75% при цене на нефть 100 долл./барр.) Россия находится во втором десятке стран. Для сравнения, Норвегия в соответствующем списке замыкает первую десятку (налоги в этой стране составляют около 77% от цены на нефть). Основную проблему представляет собой сама структура налогообложения, в рамках которой налоги (НДПИ и экспортная пошлина) рассчитываются исходя из объема добываемой нефти. При таком подходе государство забирает одну и ту же сумму с тонны нефти независимо от величины затрат на ее извлечение. Подобная система идеально работает в тех случаях, когда стоимость извлечения всех запасов приблизительно одинакова. Однако в России эта стоимость существенно варьируется не только между различными месторождениями, но и в рамках отдельных месторождений (см. схему 3). Таким образом, часть запасов на разрабатываемых месторождениях нерентабельны для извлечения, и можно предположить, что компании будут стараться избежать или, по крайней мере, значительно отсрочить их разбуривание. Объем таких доказанных запасов составляет порядка 40% от всех остаточных запасов, или около 7 млрд тонн (см. схему 4). Очевидно, что оптимальная налоговая система должна стимулировать извлечение максимального объема запасов. Однако чисто механическое снижение налоговой нагрузки приведет к потерям поступлений в бюджет в первые годы, что создаст существенные риски для бюджета с учетом его высокой зависимости от налогов на добычу нефти. В целом благодаря снижению ставки можно увеличить объемы добычи и тем самым обеспечить рост бюджетных поступлений, однако произойдет это не сразу, поскольку для бурения новых скважин и наращивания добычи необходимо время. В этой связи оптимизация, помимо прочего, призвана свести к минимуму потери бюджета в первые годы после введения новой системы налогообложения. Очевидно, что достичь этого можно за счет дифференциации налогов. В частности, следует снизить налоговую нагрузку только для тех запасов, разработка которых при существующей налоговой системе представляется нерентабельной. Это позволит сохранить налоговые поступления от уже эксплуатируемых запасов и получать при этом дополнительные налоги с новой добычи. Однако оказывается, что на практике внедрить такую систему крайне сложно. Для целей нашего анализа можно условно разделить скважины на три категории: а) пробуренные; б) непробуренные, но рентабельные при существующей налоговой системе; в) непробуренные и нерентабельные при существующей налоговой системе. Очевидно, что в оптимальной налоговой системе снижать налоговую нагрузку следует только для третьей категории скважин, то есть для тех запасов, которые в ином случае эксплуатироваться не будут. Любое уменьшение налогов для пробуренных скважин (а на сегодняшний день это 500 млн тонн ежегодной добычи) приведет к существенному сокращению доходов бюджета с текущей добычи. Например, снижение предельной ставки экспортной пошлины на 5% при цене нефти 100 долл. за баррель повлечет за собой потери бюджета в объеме около 6 млрд долл. в год. На практике дифференцировать налоговую нагрузку для скважин третьей категории весьма сложно, особенно когда эти скважины находятся на уже разрабатываемых месторождениях. Учет себестоимости и объемов добычи по отдельным скважинам не ведется, а обеспечить соответствующий контроль со стороны налоговых органов в такой ситуации практически нереально. Применительно к новым месторождениям решить эту проблему значительно легче, поскольку при нерентабельности эксплуатации (обустройства) нового месторождения процедура предоставления налоговых льгот выглядит более простой и прозрачной. Прежде чем рассматривать возможные схемы действий для российской нефтяной отрасли, мы предлагаем кратко ознакомиться с опытом других стран по решению схожих проблем. Опыт налогового регулирования в нефтедобывающих странахНа схеме 5 представлен сравнительный анализ систем налогообложения в государствах со значительным объемом нефтедобычи (США, Норвегия, Великобритания), который позволяет выявить характерные особенности, присущие этим системам, а именно:
Шаг вперед сделанВ августе правительство РФ утвердило параметры нового налогового регулирования отрасли, которое получило в прессе название «60—66—90». Новый механизм, который вступил в силу 1 октября 2011 г., предусматривает следующие изменения.
Введение такой системы налогового регулирования можно считать шагом в правильном направлении, поскольку снижение предельной ставки экспортной пошлины на сырую нефть должно создать стимулы для дополнительного извлечения запасов. При этом утвержденный механизм регулирования остается достаточно простым с точки зрения возможностей проверки и контроля, а также прогнозирования бюджетных поступлений. Однако отсутствие дифференциации льгот между существующей и новой добычей неминуемо приведет к значительному снижению бюджетных доходов от нефтедобычи. В частности, в первые два-три года после введения режима за год бюджет может недополучить около 7 млрд долл., исходя из того что налоговая нагрузка снизится примерно на 3,8 долл. на каждый баррель экспорти руемой нефти, а объем экспорта сырой нефти из РФ в 2010 г. составил около 250 млн тонн. Для полной компенсации потерь бюджета от текущей добычи потребовалось бы в первый год введения режима увеличить объемы добычи примерно на 10 млн тонн, но добиться такого результата вряд ли удастся. Рост налоговой нагрузки на экспорт нефтепродуктов лишь частично компенсирует сокращение налоговых поступлений от добычи (дополнительные доходы бюджета составят приблизительно 4 млрд долл. в год). Кроме того, налоги по-прежнему взимаются исходя из объема добываемой нефти, без учета стоимости разработки запасов. При таком подходе удастся извлечь лишь незначительную долю всех запасов, рентабельных для государства, но нерентабельных для недропользователей как при существующей, так и при утвержденной новой налоговой системе. Нельзя также забывать и о запланированном повышении налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для нефтяной отрасли на 6,5% в 2012 г. и на 5,4% в 2013 г., что в сумме составит около 2,3 долл. на каждый добытый баррель нефти. Если повышение НДПИ произойдет, то положительный эффект от сокращения экспортной пошлины практически будет сведен к нулю. Налоговая нагрузка на экспорт нефти сократится на 1,5 долл. на баррель, что вряд ли позволит говорить о сколь-нибудь существенном дополнительном извлечении запасов. Возможные дальнейшие улучшения налогового режимаРуководствуясь успешным международным опытом и учитывая российскую специфику (высокая зависимость бюджета от налогов с нефтедобычи), мы рассмотрели два варианта налогообложения, которые вкупе с утвержденной новой системой могут существенно усилить позитивный эффект.
Анализ вариантов налогообложения проводился на основе всестороннего поскважинного моделирования на нескольких месторождениях Западной Сибири. Для каждого из моделируемых месторождений был определен эффект использования различных схем налогообложения на общий объем извлекаемых запасов и денежные потоки, получаемые при эксплуатации месторождения. Такой подход позволил выяснить, насколько могут сократиться доходы бюджета в первые два-три года после введения системы по сравнению с существующей системой налогового регулирования. Как показал анализ (см. схему 6), для уже разрабатываемых месторождений наиболее привлекательна система, при которой государство компенсирует компаниям определенную часть (40—50%) капитальных затрат на бурение новых скважин. Такой механизм позволяет вовлечь в разработку больший объем рентабельных запасов по сравнению с утвержденным вариантом налогообложения. В итоге за последующие десять лет бюджет может дополнительно получить около 150—200 млрд долл. Крайне важно также и то, что в первые годы после внедрения такой системы доходы бюджета сократятся в минимальной степени, поскольку налоговые льготы не будут распространяться на уже существующую нефтедобычу. В частности, по сравнению с системой возможные затраты на бурение при утвержденной налоговой системе (снижение ставки) в первые три года бюджетные поступления сократятся на 10—15 млрд долл. Что касается повышения налога на прибыль (до 35—45%) с одновременной отменой НДПИ, такой подход менее эффективен. С одной стороны, за десять лет при использовании этого механизма общие доходы, получаемые государством, окажутся значительно выше, чем в варианте со снижением ставки. С другой стороны, в первые годы после внедрения налогообложения прибыли налоговые поступления в бюджет сократятся более ощутимо, чем в случае с утвержденной системой. В то же время налогообложение прибыли с отменой НДПИ оптимально в отношении новых, еще не эксплуатируемых месторождений, которые при существующем режиме налогового регулирования нерентабельны. Добыча нефти на этих месторождениях не ведется и не будет вестись, если налоговый режим останется прежним, поэтому при внедрении указанного механизма бюджет в любом случае ничего не потеряет ни в один год. Схожая система применительно к новым месторождениям была предложена рабочей группой Министерства энергетики по налогам и широко обсуждалась в прессе в начале года. Эти предложения предусматри вали, наряду с сокращением предельной ставки экспортной пошлины, полный отказ от НДПИ и его замену налогом на дополнительный доход. *** Принятие правительством в августе 2011 г. новых параметров налогообложения нефтяной отрасли («60—66—90») можно считать позитивным шагом, поскольку такая система позволяет снизить удельный вес «объемного» налога (экспортной пошлины) в структуре налогообложения отрасли. Благодаря этому компании смогут вовлечь в разработку дополнительные объемы запасов из тех 7 млрд тонн, которые в настоящее время считаются нерентабельными. Однако предельная ставка пошлины на экспорт сырой нефти уменьшилась всего на 5% (это эквивалентно снижению налогов на 3,8 долл. на баррель экспортируемой нефти при цене на нефть 100 долл. за баррель). Кроме того, ожидается повышение ставок НДПИ на 6,5% в 2012 г. и на 5,4% в 2013 г., что в сумме составит около 2,3 долл. на каждый добытый баррель нефти. В этой ситуации нефтяные компании однозначно будут расширять освоение новых запасов, однако значительный потенциал российских нефтяных запасов останется все еще не задействованным. Таким образом, необходимо продолжить обсуждение следующих этапов реформы налогообложения. При этом, как показывает проведенный анализ, целесообразно рассмотреть и всесторонне проработать вариант с частичной компенсацией затрат на бурение для уже разрабатываемых месторождений (на уровне около 40—50% от стоимости бурения) и вариант с частичной заменой НДПИ налогом на прибыль для новых месторождений. При оценке эффективности указанных систем далеко не в последнюю очередь следует учитывать сложность администрирования и контроля в российских условиях. Мы считаем, что эта проблема действительно существует, но она вполне преодолима. Что касается варианта с компенсацией затрат на бурение, необходимо уточнить, как будет определяться стоимость бурения, а также кому и в каких объемах будет предоставлена компенсация. При этом целесообразно рассмотреть вопрос о введении нормативной усредненной стоимости бурения, которая может отличаться по основным регионам добычи. Затраты будут возмещаться по нормативу, ежегодно обновляемому государственными органами (например, экспертной группой Минэнерго) на основе отчетности компаний перед государственными органами по коли честву пробуренных скважин и метров. Когда обсуждается возможность более широкого применения налога на прибыль, выражается обеспокоенность по поводу некоторых аспектов. В частности, не вполне ясно, каким образом следует контролировать достоверность отчетов о затратах и прибыли компаний по месторождениям. Также существуют сомнения по поводу того, как прогнозировать налоговые поступления и определять месторождения, которые должны быть включены в новую систему. На наш взгляд, эти опасения хотя и небеспочвенны, но значительно преувеличены. Крупнейшие нефтяные компании за последние десять лет существенно продвинулись вперед не только в отношении систем финансовой отчетности, но и с точки зрения качества управления и менталитета. С выходом на международные рынки капитала и на фоне постоянного стремления к росту эффективности управления, вероятно, мало кто из крупных игроков сегодня рискнул бы заведомо искажать финансовую информацию. [1] При цене нефти 100 долл. за баррель. [2] Данная мера была введена как временная в мае 2011 г. для сокращения объемов экспорта товарного бензина (в условиях растущих цен на нефтепродукты за рубежом и «ручного» ограничения внутренних цен РФ сложился естественный недостаток объемов товарного бензина на внутреннем рынке). [3] Ставка налога на прибыль 35% позволила бы получить максимальные доходы бюджета за расчетный период. [4] Моделирование проводилось для двух значений ставки компенсации: 25 и 60%. Ставка на уровне 25% позволила бы вовлечь в освоение такой же объем дополнительных запасов, что и при снижении ставки налога с 65 до 55% (соответствует первоначальным предложениям Министерства энергетики).
Виталий Клинцов — старший партнер McKinsey, МоскваИван Косарев — руководитель проектов McKinsey, Москва www.vestnikmckinsey.ru Запасы нефти — WiKiГрафа пика, показывающая, что производство нефти достигло максимума (по состоянию на 2003 год). Запасы нефти по странам, по данным ЦРУ на начало 2013 года.[1]Запасы нефти в мире оцениваются по-разному, но принято считать запасы, которые могут быть извлечены при нынешнем уровне развития техники и технологии. Национальная классификацияДо 2016 года в России действовала система классификации запасов и ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, установленная Приказом МПР РФ от 7 февраля 2001 № 126. По степени изученности запасы (ресурсы) подразделяются на следующие категории:
Начиная с 1 января 2016 года вступила в силу новая классификация, утверждённая Приказом МПР от 1 ноября 2013 года № 477. В соответствии с ней запасы (ресурсы) нефти и газа по геологической изученности степени промышленного освоения должны имеют следующие категории:
Международные классификацииКлассификация SPE-PRMSНаиболее распространённая в мире классификация, она учитывает не только вероятность нахождения нефти и газа в месторождении, но и экономическую эффективность добычи этих запасов. Запасы делятся на 3 класса:
SPE-PRMS используется, например, при аудите публичных компаний.[3] Классификация ООНВ целях гармонизации национальных классификаций, обобщения лучших практик Организация Объединенных Наций в 1990-х взялась за разработку единой международной классификации. В результате в 1997 году была создана Рамочная классификация Организации Объединенных Наций запасов/ресурсов месторождений: твердые горючие ископаемые и минеральное сырье (РКООН-1997). В настоящее время действует Рамочная классификация Организации Объединенных Наций ископаемых энергетических и минеральных запасов и ресурсов 2009 года (РКООН-2009). РКООН-2009 является универсальной системой, в которой количества классифицируются на основе трех фундаментальных критериев: экономической и социальной жизнеспособности проекта (Е), статуса и обоснованности проекта освоения месторождения (F) и геологической изученностью (G), с использованием числовой системы кодов. Комбинации этих трех критериев создают трехмерную систему. Классификации, используемые в СШАВ США одновременно существует несколько классификаций запасов: классификация Комиссии по рынку ценных бумаг (SEC), классификация Общества инженеров-нефтяников (SPE), классификация Американской ассоциации нефтяных геологов (AAPG) и др. Схематический график, иллюстрирующая нефтяные объёмы и запасы. Кривые представляют категории нефти в оценке. Есть 95%-ый шанс (то есть, вероятность, F95) по крайней мере объёма V1 промышленных запасов нефти, и есть 5%-ый шанс (F05) по крайней мере объёма V2 промышленных запасов нефти[4]
Опыт показывает, что ожидаемые запасы открытых месторождений обычно оказываются меньше, чем удаётся извлечь реально. Это связано с разными причинами, например, с применением более дорогих технологий, например, третичных методов нефтедобычи, зачастую можно повысить коэффициент извлечения нефти на 5-10%, а в некоторых случаях даже возобновить разработку месторождений, закрытых после использования традиционных технологий. Есть большие сомнения в надёжности данных по странам ОПЕК, так как отсутствуют данные из независимых источников для перепроверки. Следующие таблицы иллюстрируют внезапные подъёмы запасов в разных странах. Нефтяные запасы OPEC 1980—2008
ru-wiki.org | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
(2.1)
