Податковий аспект проблеми застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів та інтенсифікації видобутку нафти (С.Курмангаліева, керівник податкової практики «Olympex Advisers», член палати податкових консультантів, член KPLA)

Податковий аспект проблеми застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів та інтенсифікації видобутку нафти

У середовищі нафтогазовидобувних компаній у всьому світі неухильно зростає інтерес до застосування методів впливу на продуктивні пласти з метою підвищення нафтовіддачі та інтенсифікації видобутку нафти, що стимулює розвиток досліджень в даному напрямку. В даний час налічується більше сотні різних видів відповідних технологій, триває активна розробка нових та удосконалення відомих з метою зниження їх негативного впливу на обсадні колони свердловин, здешевлення вартості, пролонгації позитивного ефекту від застосування, забезпечення комплексного впливу на різні чинники, що знижують дебіт свердловин.

Застосовувані в Казахстані МУН умовно можна класифікувати в такий спосіб:

Фізичні методи -

• гідравлічний розрив пласта (ГРП);

• газодинамический розрив пласта (ГДРП);

• акустична реабілітація свердловин і пластів (АРСіП);

• електромагнітний вплив на продуктивні пласти (ЕМВ);

• гидромеханическая щілинна перфорація (ГМЩП);

• плазменно-імпульсний вплив (ПІВ);

Теплові методи -

• термогазокіслотно-перфораційно-імплозіонное вплив (ТГКПІО);

• термобарохіміческая обробка свердловин (ТБХО);

• термоімплозіонное вплив (тив).

Хімічні методи -

• ремонтно-ізоляційні роботи в пласті (РІР);

• хвильовий вплив на привибійну зону нагнітальних свердловин в поєднанні з гідрокіслотним ударом (ЦКУ);

• застосування капсульованих полімерних систем зі зміни складу нафти, що видобувається;

• потокоотклоняющіе технології (закачування зшитих полімерних, емульсійно-дисперсних систем) і ін.

Застосування МУН має певні складності, пов'язані з негативним впливом частини з них на стан фонду свердловин, необхідністю використання дорогого устаткування, а також складно-прогнозованим ефектом від їх застосування в залежності від геофізичних умов нафтовидобутку.

Однак останнім часом до технічних проблем застосування МУН приєднався також фінансовий аспект. Витрати на проведення різних видів робіт з інтенсифікації видобутку нафти можуть значно збільшитися в зв'язку з виниклими проблемами їх класифікації в облікових цілях: віднесенням витрат на МУН до експлуатаційних витрат або витрат на ремонт свердловин.

Суть фінансового аспекту проблеми полягає в наступному.

Відповідно до діяли до прийняття нового податкового кодексу порядком обліку витрати надрокористувачів на ремонт основних засобів підлягали віднесенню на відрахування в звітному періоді не в повному обсязі, а в розмірі 10% (до 2000 року включно) і 15% (з 2001 року по 2008 рік включно) від вартісного балансу групи основних засобів, що визначається на кінець року. Перевищує вказану межу вартість витрат на ремонт (і, відповідно, витрат на проведення МУН, в разі визнання МУН ремонтом), ставилася на збільшення вартості відповідних свердловин і підлягала віднесенню на відрахування в наступні періоди в розмірі амортизаційних відрахувань.

Оскільки розмір амортизаційних відрахувань за такою категорією основних засобів як нафтові і газові свердловини не перевищував 7%, а з 1998 року - 20% на рік, віднесення на відрахування витрат на проведення МУН затягувалося на 5-6 років.

У свою чергу, тривалість термінів віднесення на відрахування відповідних витрат призводить до значного збільшення витрат нафтогазових компаній на сплату таких видів податків як корпоративний прибутковий податок, податок на надприбуток. В окремих випадках, подорожчання вартості МУН в результаті виниклих проблем їх кваліфікації в облікових цілях, може скласти до 150-160% їх первісної вартості (тобто вартість МУН може зрости в 1,5-1,6 разів).

Зазначені обставини поряд зі значущістю витрат безпосередньо на проведення МУН і перерахованими вище технічними складнощами можуть привести до скорочення числа застосовуваних технологій і, відповідно, нафтовидобутку в Казахстані.

Тим часом, правильність кваліфікації МУН як ремонту свердловин викликає великі сумніви.

Методи збільшення нафтовіддачі пластів як це випливає з назви, є способами впливу на нафтові пласти, які насичують їх рідини, з метою зміни їх фізико-хімічних характеристик, що дозволяють прискорити видобуток нафти, виявляючи в розробку віддалені ділянки пластів. Таким чином, в результаті їх застосування, збільшення видобутку нафти відбувається за рахунок впливу на пласт, а не на свердловину. У свою чергу, згідно з існуючими технологічними нормативами під ремонтом визнається відновлення технічних характеристик основних засобів (будівель, споруд, технічних пристроїв), шляхом заміни окремих, що вийшли з ладу елементів, запасних частин, усунення пошкоджень, в результаті яких відновлюються або поліпшуються їх технічні характеристики.

У найбільш широкому сенсі під ремонтом (Фанц. «Remonte», від «remonter» - поправити, поповнити, знову зібрати) розуміють сукупність техніко-економічних і організаційних заходів, пов'язаних з підтриманням і частковим або повним відновленням споживної вартості основних фондів (засобів виробництва) або предметів особистого користування. Ремонтом називають також заміну несправних елементів, усунення вад, лагодження та т.п.

Окремими нормативними-правовими актами ремонт визначається як діагностика стану, відновлення справності або працездатності технічного пристрою, заміна елементів, лагодження, усунення пошкоджень.

З наведених визначень випливає перша з причин неможливості визнання МУН ремонтом.

Визначальним в наведених поняттях є розуміння ремонту як відновлення працездатності основного засобу надрокористувача. Нафтова свердловина дійсно є основним засобом надрокористувача. Однак нафтової пласт не є частиною нафтової свердловини.

Як відомо, нафтова свердловина є пробурену гірничу виробку (за допомогою якої забезпечується доступ до залягає в породі нафтовому пласту), укріплену обсадної колоною і обладнану фонтанні, насосним або газліфтним обладнанням. Вартість свердловини як основного засобу складають витрати на буріння, установку обсадної колони, цементування затрубного простору, а також безпосередньо вартість обладнання. Частина свердловини, розташовану в інтервалі пласта, називають забоєм свердловини, конструкція якого визначається геологічною будовою родовища і безпосередньо характеристиками порід нафтового колектора.

Таким чином, ремонтом свердловин будуть визнаватися роботи по відновленню, заміні елементів обладнання свердловини, включаючи підземне обладнання, відновлення герметичності цементного каменю, обсадної колони, усунення її деформацій, заміні насосно-компресорних труб, ловильні роботи і ін.

Нафтовий пласт являє собою пористу або тріщинувату гірську породу, що містить в своїх порах, кавернах і тріщинах нафту, газ і супроводжуючу їх пластову воду. Нафтовими колекторами служать шари і виклініваются поклади пісків, пісковиків, вапняків і доломіту. Обсяг нафтовидобутку (дебіт свердловин) багато в чому залежить як від складу і характеристик пластових рідин, так і від структури нафтових колекторів, а значить і факторів, що викликають часткову закупорку микроканалов в пористої середовищі і, відповідно, погіршують проникність привибійної зони в процесі різних технологічних операцій.

Так, під час проведення робіт з буріння свердловин в нафтові колектори потрапляють залишки бурового розчину, бурового шламу, при цементуванні затрубного простору поровое простір забивають також частки цементу і дисперсної фази глинистого розчину. Крім того при тривалій експлуатації родовища (в результаті зниження пластового тиску і, відповідно, розгазування нафти, охолодження пласта, а також припливу в пласт кисню) відбувається адсорбція і випадання асфальто-смоли-парафінових відкладень (АСПО), кольматуючих пори колектора. Крім того, кольматація привибійної зони пласта можлива через відкладення в ній механічних частинок, що надходять з закачуваної при підтримці пластового тиску і глушіння свердловин водою, а також інших домішок (глина, солі, продукти корозії труб і т.п.). Всі перераховані процеси призводять до зниження скін-ефекту і, відповідно, до падіння обсягів видобутку нафти, але при цьому вони ніяк не пов'язані зі станом обсадних колон і обладнання свердловин. Зниження обсягу видобутку нафти також може бути пов'язано з виробленням нафти з довколишніх до забою свердловини ділянок пласта і відсутністю достатніх фільтраційних каналів з віддаленими пропластками, що містять нафту, погіршенням фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів (обводненностью пластової рідини, в'язкістю нафти, високим вмістом в ній парафінів ), а також підвищеної водонасиченому прискважинной зони пласта, відтісняє нафту в слабодреніруемие зони пласта. Зазначені фактори також призводять до суттєвого зниження обсягів видобутку нафти, проте і вони ніяк не пов'язані з режимом роботи та станом основних засобів надрокористувача (свердловин).

Тому всі заходи, спрямовані на інтенсифікацію видобутку нафти в результаті зниження зазначених вище негативних факторів, є заходами, об'єктом впливу яких виступають фізичні властивості нафтового колектора, а також фізичні і хімічні властивості пластових флюїдів. І оскільки нафтової пласт, будучи частиною надр, згідно з пунктом 3 статті 6 Конституції Республіки Казахстан, а також пункту 1 статті 10 Закону Республіки Казахстан від 24 червня 2010 року «Про надра та надрокористування» є власністю держави, вплив на нього не може розглядатися як ремонт , оскільки нафтової пласт не є основним засобом надрокористувача.

Залежно від чинників, що сприяли зниженню дебіту свердловин, стану і геологічних характеристик родовища застосовують різні види МУН. Вивчення технології МУН, що розкриває їх об'єкт і різні способи впливу на нього, вказують на другу причину неможливості визнання МУН ремонтом.

З метою створення фільтраційних каналів з віддаленими ділянками пласта, як правило, застосовують гідравлічний розрив пласта (ГРП), газодинамический розрив пласта (ГДРП), гідромеханічну щелевую перфорацію (ГМЩП), радіальне розтин нафтових пластів і ін.

Коротко суть ГРП полягає в різкому нагнітанні в пласт через свердловину під високим тиском рідин розриву, фільтруються в першу чергу в зони з найбільшою проникністю, що призводить до утворення штучних і розширенню наявних тріщин в породі пласта. З метою недопущення змикання утворених тріщин під дією тиску вищерозміщених порід в тріщину нагнітається розклинюючий агент (як правило, крупнозернистий пісок), що має високу проникність щодо пластової рідини.

Метою проведення ГДРП також є створення додаткових тріщин в пласті, відмінності від ГРП полягають в наступному. При ГДРП використовуються паливно-окисні суміші, в результаті продавлювання і спалювання яких в пласті утворюються тріщини великого розміру. При цьому в результаті ГДРП пласт піддається не лише фізичному, а й термічного, а також фізико-хімічної дії, за рахунок чого проводиться більш комплексний вплив на фактори, що знижують дебіт свердловин: компоненти суміші мають разглінізірующімі властивостями, їх фізико-хімічний вплив проявляється в зниженні поверхневого натягу на кордоні з водою, частковому розчиненні карбонатів і цементу, а тепловий вплив призводить до розчинення високомолекулярних відкладень АСПО і зниження в'язкості нафти.

Метод гидромеханической щілинний перфорації (ГЩП) полягає в намивання каверн (поглиблень в породі пласта) шляхом застосування різних рідин (технічної води, нафти, деструкторів) через попередньо створені в обсадної колоні тріщини. Створення каверн призводить до значного збільшення площі фільтрації пластових флюїдів, а подальша хімічна обробка додатково розкритих ділянок пласта дозволяє очистити їх від АСПО, залишків бурового розчину, цементу і др.кольматірующіх речовин.

Радіальне розтин пластів (або радіальне буріння) відноситься до гідроерозіонним технологічним процедурам по створенню тріщин в пласті. Технічно процедура полягає в наступному: на гнучкій трубі в свердловину спускається пристрій (компоновка для розкриття пласта), що складається з гідромоніторної (струменевого) насадки і рукава високого тиску. Насосом під високим тиском за гнучкою трубі подається рідина до гідромоніторної насадки, струменя якої виробляють розмивання породи, при цьому компонування продовжує просування вглиб пласта за рахунок створюваної реактивної тяги. Розмір отвору залежить від швидкості проникнення шланга в пласт і становить в середньому 25-50 мм в діаметрі.

Технологія радіального розтину або радіального буріння виконує ту ж функцію, що і ГРП або ГДРП, тільки в разі ГРП, ГДРП - тріщини в пласті створюються за рахунок тиску або вибуху закачуваних в пласт хімічних реагентів, при радіальному бурінні - відбувається більш цілеспрямоване створення фільтраційних каналів за рахунок розмиву порід пласта струменями рідини під високим тиском.

Рис.1 Схема радіального розтину пласта

Для зниження негативних наслідків заводнення нафтових пластів, вилучення нафти з віддалених слабодреніруемих ділянок пласта компаніями застосовуються різноманітні технології, спрямовані на зміну напрямку потоків закачиваемой води, ізоляцію водотоку і вирівнювання профілів прийомистості нагнітальних свердловин.

До них відносяться: закачування зшитих полімерних систем (СПС), поверхнево-активних полімерних систем (Папс), оксілетілцеллюлози, великих об'ємних гелевих систем (БГС, Темпоскрін), водорозчинних поліелектролітів, биополимера і композицій на його основі, термогелеобразующіх композицій.

У найбільш загальному вигляді процедура реалізується шляхом закачувань в привибійну зону пласта нагнітальних свердловин повільно зшиваються складів, здатних проникати вглиб пласта на значні відстані і, вступаючи в хімічні реакції з молекулами води, що містяться в пластової рідини, створювати щільні, малорухомі гелеві структури, що витісняють нафту з нізкопроніцаемих колекторів або утворюють щільні екрани, які змінюють напрямок фільтраційних потоків в зоні дії нагнітальних свердловин. Здатність полімерних систем перерозподіляти фільтраційні потоки використовується також при проведенні ремонтно-ізоляційних робіт в пласті - ізоляції високопроникних ділянок, наприклад, з метою недопущення небажаного прориву води із зони дії нагнітальних свердловин в зону, дренируемой експлуатаційної свердловиною.

Рис.2 Схема дії потокоотклоняющіх технологій

До МУН, спрямованим на очищення порового простору нафтових колекторів від різного роду кольматуючих речовин, можна віднести термобарохіміческую обробку привибійну зон (ТБХО), акустичну реабілітацію свердловин і пластів (АРСіП), хімічну обробку і ін.

Технологія ТБХО Полягає в спуску на НКТ (насосно-компресорних трубах) до забою свердловини двох камер, одна з якіх містіть вибухові шашки з хімічними реагентами. Друга, з якої вікачане Повітря, Виконує роль депрессионной камери. После спуску камер, свердловина заливають рідіною до гирла и закрівають. Після чого проводиться покроковий (з інтервалом) вибух шашок. В результаті послідовних ударних хвиль і під тиском рідини, вміщеній в свердловину, вміст камери (хімічні реагенти) продавлюється в пласт, тепло, що виділяється при вибуху, розплавляє АСПО, що містяться в пласті, хімічні реагенти підсилюють тепловий вплив, розщеплюють відкладення, а також не дозволяють їм затвердіти при вилученні з пласта. Після закінчення часу, відведеного на тепло-хімічні реакції, відкривається депрессионная камера, в яку спрямовується пластова рідина з розчиненими відкладеннями. В результаті проведених операцій, значно очищається поровое простір привибійної зони пласта. При цьому застосовується технологія виключає можливість впливу ТБХО на свердловину.

Метою акустичної реабілітації свердловин і пластів (АРСіП) крім очищення від АСПО нафтових колекторів, є руйнування електростатичних шарів, що знижують перетин порових каналів, збільшення проникності порід пласта, витіснення в'язкопластичні нафти в більші пори нафтових колекторів.

Акустичний вплив на пласт за рахунок створення значних коливальних навантажень (інерційних сил) призводить до руйнування частинок, що засмічують пори пласта, а також руйнує електростатичні шари, що знижують ефективний перетин пір, що збільшує проникність пласта.

Електромагнітний вплив (ЕМВ) на привибійну зону пласта засноване на використанні особливостей термогидродинамических процесів в продуктивних колекторах, що виникають при впливі високочастотного електромагнітного поля. ЕМВ дозволяє знизити в'язкість нафти, збільшити пластовий тиск внаслідок виділення розчинених газів і випаровування легких фракцій вуглеводневої пластової рідини. Технологія ЕМВ дозволяє застосовувати його при одночасній експлуатації свердловин.

Рис.3 Схема електромагнітного впливу на пласт

До одним з поширених способів очищення нафтових колекторів від розчинних частинок відносяться також різні види хімічної обробки нафтових пластів, в тому числі кислотна обробка привибійної зони пласта, засновані на реакції взаємодії закачуваних хімічних речовин з деякими породами пласта (соляно-кислотна обробка, а також закачування бисульфата натрію з метою «разглинизации» продуктивного пласта).

Дещо інше, але по суті ставить за аналогічні цілі впливу на пласт і пластові рідини надають і багато інших вживані види МУН: глибокий гідророзрив пласта, плазменно-імпульсний вплив; термогазокіслотно-перфораційно-імплозіонное, хвильовий вплив на пласт і ін.

У більшості випадків проведення МУН може мати негативний вплив на стан свердловин. Наприклад, при проведенні ГДП, ГДРП, ТБХО виникає загроза пошкодження обсадної колони свердловини (зазвичай МУН застосовують на старих родовищах), а також підземного обладнання (в зв'язку з чим його витягують перед проведенням МУН), для чого галузеві правила проведення робіт з надрокористування вимагають проведення МУН виключно на справних свердловинах, в зв'язку з чим МУН, як правило, проводяться після проведення капітального ремонту свердловин. Негативний вплив більшості видів МУН на технічний стан свердловин являє собою третю причину неможливості визнати МУН ремонтом.

Так, в тексті єдиних правил розробки родовищ Республіки Казахстан, затверджених Постановою Уряду РК від 18 червня 1996 року № 745, прямо вказано, що методи інтенсифікації видобутку нафти проводяться при проведенні капітального ремонту свердловин, що, мабуть і послужило причиною неправильної кваліфікації МУН як ремонтних робіт на свердловинах.

З огляду на цей помилкове тлумачення норм Єдиних правил, Міністерством нафти і газу Республіки Казахстан згодом, при розробці Єдиних правил щодо раціонального і комплексного використання надр при розвідці і видобутку корисних копалин, затверджених Постановою Уряду РК №123 13 березня 2011 року замість раніше діючим, прямо передбачено, що «роботи по впливу на привибійну зону свердловин і пріскважінной частина пласта не належать до капітального та / або поточного (підземному) ремонту свердловин», що вказує на че Верт, нормативно обґрунтовану, причину неможливості визнання МУН ремонтом.

На наш погляд, наведене в цій статті опис окремих видів МУН, засноване на даних патентів на їх розробку, а також публікаціях авторів, які проводили відповідні дослідження і випробування, будучи досить коротким, проте, в необхідній мірі демонструє той факт, що метою МУН є збільшення видобутку нафти за рахунок очищення порового простору нафтових колекторів від забруднюючих речовин, створення додаткових каналів зв'язку між забоєм свердловини і віддаленими ділянками пласта, створення екранів, витес няющих нафту з сложнодреніруемих ділянок, зниження в'язкості пластових флюїдів, ступеня їх обводнення і т.д., при цьому об'єктом їх впливу є продуктивний пласт і насичують його рідини, в зв'язку з чим класифікація МУН як ремонту свердловин або частини робіт по ремонту свердловин, є помилковою, що не відповідає цілям і способам їх здійснення, а також об'єкту впливу, що найбільш наочно знайшло відображення в розроблених знову єдині правила розробки родовищ.

Курмангаліева Саулі

керівник податкової практики ТОВ «Olympex Advisers» (член KPLA, Палати податкових консультантів).

Експертна думка щодо класифікації методів підвищення нафтовіддачі пластів та інтенсифікації видобутку нафти:

1. Російський Державний Університет нафти і газу ім. И.М.Губкина, д.т.н., професор Андрєєва Н.Н .: «Об'єктом впливу при застосуванні технологій ПНП (підвищення нафтовіддачі пластів) і ОПЗ (обробки привибійної зони) є саме продуктивний пласт. Відповідно до відмітними характеристиками по об'єкту впливу і цілі проведення ПНП і ОПЗ, дані операції не можуть бути визнані ремонтом, так як не спрямовані на відновлення працездатності та модернізацію свердловин. При застосуванні ПНП і ОПЗ поліпшення показників нафтовидобутку досягається виключно за рахунок поліпшення характеристик нафтового пласта ».

2. Казахський Національний Технічний університет ім. К.І.Сатпаева, д.т.н., професор Ахмеджанов Т.к .: «Для визнання робіт, що проводяться щодо основного засобу, ремонтом або модернізацією необхідно обов'язково дотримання однієї умови - об'єктом позитивного впливу має бути ремонтується або модернізоване основний засіб . Оскільки об'єктом впливу робіт з підвищення нафтовіддачі пластів є фізико-хімічні характеристики нафтових колекторів або пластової рідини, тобто нафтової пласт, такі роботи, як гідравлічні розриви пластів, хвильовий і бароцікліческое вплив на привибійну зону пластів, потокоотклоняющіе технології та інші методи інтенсифікації видобутку нафти не можуть бути визнані ремонтом або модернізацією свердловини ».

Список літератури:

1. Єдині правила розробки нафтових і газових родовищ РК, затверджені постановою Уряду РК від 18 червня 1996 року №745;

2. Єдині правила щодо раціонального і комплексного використання надр при розвідці і видобутку корисних копалин, затверджені постановою Уряду РК 13 березня 2011 року №123;

3. Р.Джумашев. Підвищення нафтовіддачі обводнених пластів методом електродинамічного впливу // Нафта і газ, 2010 рік. №1;

4. М.Болдирев, Т.Лючевская, О.Гуркін, А.Золін. Підвищення нафтовіддачі методом впливу імпульсами електричного струму на продуктивний пласт;

5. Патент РФ №2127362 на технологію ТБХО від 10 березня 1999 року;

6. Ю.Горбачев, Н.Іванова, Т.Колесніков, А.Нікітін, Е.Орентліхтерман. Акустичні методи підвищення нафтовіддачі пластів та інтенсифікації видобутку нафти.

7. В.Сушко Комплекс для радіального розтину пластів // Час колтюбінга, №3, 2009р.