НАЛОГОВЫЙ АСПЕКТ ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
В среде нефтегазодобывающих компаний во всем мире неуклонно растет интерес к применению методов воздействия на продуктивные пласты с целью повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, что стимулирует развитие исследований в данном направлении. В настоящее время насчитывается более сотни различных видов соответствующих технологий, продолжается активная разработка новых и усовершенствование известных в целях снижения их негативного воздействия на обсадные колонны скважин, удешевления стоимости, пролонгации положительного эффекта от применения, обеспечения комплексного воздействия на различные факторы, снижающие дебит скважин.
По отдельным оценкам, средний процент нефтеотдачи при применении традиционных технологий добычи нефти в мире составляет от 25 до 40% разведанных запасов. В свою очередь, за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и интенсификации добычи нефти (МИДН) (далее все вместе - МУН) он может быть увеличен дополнительно от 5 до 35% (а в отдельных случаях - в несколько раз) в зависимости от применяемых технологий и условий нефтедобычи.
Применяемые в Казахстане МУН условно можно классифицировать следующим образом.
Физические методы:
• гидравлический разрыв пласта (ГРП);
• газодинамический разрыв пласта (ГДРП);
• акустическая реабилитация скважин и пластов (АРСиП);
• электромагнитное воздействие на продуктивные пласты (ЭМВ);
• гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП);
• плазменно-импульсное воздействие (ПИВ);
Тепловые методы:
• термогазокислотно-перфорационно-имплозионное воздействие (ТГКПИО);
• термобарохимическая обработка скважин (ТБХО);
• термоимплозионное воздействие (ТИВ).
Химические методы:
• ремонтно-изоляционные работы в пласте (РИР);
• волновое воздействие на призабойную зону нагнетательных скважин в сочетании с гидрокислотным ударом (ГКУ);
• применение капсулированных полимерных систем по изменению состава добываемой нефти;
• потокоотклоняющие технологии (закачка сшитых полимерных, эмульсионно-дисперсных систем) и др.
Применение МУН имеет определенные сложности, связанные с негативным воздействием части из них на состояние фонда скважин, необходимостью использования дорогостоящего оборудования, а также сложно прогнозируемым эффектом от их применения в зависимости от геофизических условий нефтедобычи.
Однако в последнее время к техническим проблемам применения МУН присоединился также финансовый аспект. Затраты на проведение различных видов работ по интенсификации добычи нефти увеличились в связи с отнесением в результате налоговых проверок МУН к затратам на ремонт скважин.
Суть налогового аспекта проблемы заключается в следующем.
В соответствии с действовавшим до принятия нового Налогового кодекса налоговым законодательством расходы недропользователей на ремонт основных средств подлежали отнесению на вычеты в отчетном периоде не в полном объеме, а в размере 10% (до 2000 года включительно) и 15% (с 2001 года по 2008 год включительно) от стоимостного баланса группы основных средств, определяемого на конец года. Превышающая указанный предел стоимость расходов на ремонт (и, соответственно, по мнению налоговых органов, затрат на проведение МУН), относилась на увеличение стоимости соответствующих скважин и подлежала отнесению на вычеты в последующие периоды в размере амортизационных отчислений.
Поскольку размер амортизационных отчислений по такой категории основных средств, как нефтяные и газовые скважины, не превышал 7%, а с 1998 года - 20% в год, отнесение на вычеты затрат на проведение МУН затягивалось на 5-6 лет.
В свою очередь, длительность сроков отнесения на вычеты соответствующих расходов приводит к значительному увеличению расходов нефтегазовых компаний на уплату таких видов налогов как корпоративный подоходный налог, налог на сверхприбыль. В отдельных случаях удорожание стоимости МУН в результате возникших проблем их квалификации в налоговых целях может составить до 150-160% их первоначальной стоимости (т.е. стоимость МУН может возрасти в 1,5-1,6 раза).
Указанные обстоятельства наряду со значительностью затрат непосредственно на проведение МУН и перечисленными выше техническими сложностями могут привести к сокращению числа применяемых технологий и, соответственно, нефтедобычи в Казахстане.
Между тем правомерность классификации налоговыми органами МУН в качестве ремонта вызывает большие сомнения.
Методы увеличения нефтеотдачи пластов, как это следует из наименования, являются способами воздействия на нефтяные пласты, насыщающие их жидкости, с целью изменения их физико-химических характеристик, позволяющих ускорить добычу нефти, вовлечь в разработку удаленные участки пластов. Таким образом, в результате их применения увеличение добычи нефти происходит за счет воздействия на пласт, а не на скважину. В свою очередь, согласно существующим технологическим нормативам под ремонтом признается восстановление технических характеристик основных средств (зданий, сооружений, технических устройств) путем замены отдельных, вышедших их строя элементов, запасных частей, устранения повреждений, в результате которых восстанавливаются или улучшаются их технические характеристики.
В наиболее широком смысле под ремонтом (фанц. «remonte», от «remonter» - поправить, пополнить, снова собрать) понимают совокупность технико-экономических и организационных мероприятий, связанных с поддержанием и частичным или полным восстановлением потребительной стоимости основных фондов (средств производства) или предметов личного пользования. Ремонтом называют также замену неисправных элементов, устранение изъянов, починку и т.п.
Отдельными нормативными правовыми актами ремонт определяется как диагностика состояния, восстановление исправности или работоспособности технического устройства, замена элементов, починка, устранение повреждений. В частности, данное определение ремонта использовано при определении Перечня видов деятельности, лицензируемых Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан согласно Правилам лицензирования отдельных видов деятельности в сфере промышленности, утвержденных постановлением Правительства Республики Казахстан от 28 декабря 2007 года № 1311.
Из приведенных определений следует первая из причин невозможности признания МУН ремонтом.
Определяющим в приведенных понятиях является понимание ремонта как восстановления работоспособности основного средства недропользователя. Нефтяная скважина действительно является основным средством недропользователя. Однако нефтяной пласт не является частью нефтяной скважины.
Как известно, нефтяная скважина представляет собой пробуренную горную выработку (посредством которой обеспечивается доступ к залегающему в породе нефтяному пласту), укрепленную обсадной колонной и оборудованную фонтанным, насосным или газолифтным оборудованием. Стоимость скважины как основного средства составляют затраты на бурение, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, а также непосредственно стоимость оборудования. Часть скважины, располагающуюся в интервале пласта, называют забоем скважины, конструкция которого определяется геологическим строением месторождения и непосредственно характеристиками пород нефтяного коллектора.
Таким образом, ремонтом скважин будут признаваться работы по восстановлению, замене элементов оборудования скважины, включая подземное оборудование, восстановлению герметичности цементного камня, обсадной колонны, устранению ее деформаций, замене насосно-компрессорных труб, ловильные работы и др.
Нефтяной пласт представляет собой пористую или трещиноватую горную породу, содержащую в своих порах, кавернах и трещинах нефть, газ и сопровождающую их пластовую воду. Нефтяными коллекторами служат пласты и выклинивающиеся залежи песков, песчаников, известняков и доломитов. Объем нефтедобычи (дебит скважин) во многом зависит как от состава и характеристик пластовых жидкостей, так и от структуры нефтяных коллекторов, а значит и факторов, вызывающих частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшающих проницаемость призабойной зоны в процессе различных технологических операций.
Так, во время проведения работ по бурению скважин в нефтяные коллекторы попадают остатки бурового раствора, бурового шлама, при цементировании затрубного пространства поровое пространство забивают также частицы цемента и дисперсной фазы глинистого раствора. Кроме того, при длительной эксплуатации месторождения (в результате снижения пластового давления и, соответственно, разгазирования нефти, охлаждения пласта, а также притока в пласт кислорода) происходит адсорбция и выпадение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), кольматирующих поры коллектора. Кроме того, кольматация призабойной зоны пласта возможна из-за отложений в ней механических частиц, поступающих с закачиваемой при поддержании пластового давления и глушения скважин водой, а также других примесей (глина, соли, продукты коррозии труб и т.п.). Все перечисленные процессы приводят к снижению скин-эффекта и, соответственно, к падению объемов добычи нефти, но при этом они никак не связаны с состоянием обсадных колонн и оборудования скважин. Снижение объема добычи нефти также может быть связано с выработкой нефти из близлежащих к забою скважины участков пласта и отсутствием достаточных фильтрационных каналов с удаленными пропластками, содержащими нефть, ухудшением физико-химических свойств пластовых флюидов (обводненностью пластовой жидкости, вязкостью нефти, высоким содержанием в ней парафинов), а также повышенной водонасыщенностью прискважинной зоны пласта, оттесняющей нефть в слабодренируемые зоны пласта. Указанные факторы также приводят к существенному снижению объемов добычи нефти, однако и они никак не связаны с режимом работы и состоянием основных средств недропользователя (скважин).
Поэтому все мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти в результате снижения указанных выше негативных факторов, являются мероприятиями, объектом воздействия которых выступают физические свойства нефтяного коллектора, а также физические и химические свойства пластовых флюидов. И поскольку нефтяной пласт, являясь частью недр согласно пункту 3 статьи 6 Конституции Республики Казахстан, а также пункту 1 статьи 10 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании», является собственностью государства, воздействие на него не может рассматриваться как ремонт, поскольку нефтяной пласт не является основным средством недропользователя.
В зависимости от факторов, способствовавших снижению дебита скважин, состояния и геологических характеристик месторождения применяют различные виды МУН. Изучение технологии МУН, раскрывающее их объект и различные способы воздействия на него, указывают на вторую причину невозможности признания МУН ремонтом.
В целях создания фильтрационных каналов с удаленными участками пласта, как правило, применяют гидравлический разрыв пласта (ГРП), газодинамический разрыв пласта (ГДРП), гидромеханическую щелевую перфорацию (ГМЩП), радиальное вскрытие нефтяных пластов и др.
Кратко суть ГРП заключается в резком нагнетании в пласт через скважину под высоким давлением жидкостей разрыва, фильтрующихся в первую очередь в зоны с наибольшей проницаемостью, что приводит к образованию искусственных и расширению имеющихся трещин в породе пласта. В целях недопущения смыкания образованных трещин под действием давления вышележащих пород в трещину нагнетается расклинивающий агент (как правило, крупнозернистый песок), имеющий высокую проницаемость относительно пластовой жидкости.
Целью проведения ГДРП также является создание дополнительных трещин в пласте, отличия от ГРП заключаются в следующем. При ГДРП используются горюче-окислительные смеси, в результате продавливания и сжигания которых в пласте образуются трещины большого размера. При этом в результате ГДРП пласт подвергается не только физическому, но и термическому, а также физико-химическому воздействию, за счет чего производится более комплексное воздействие на факторы, снижающие дебит скважин: компоненты смеси обладают разглинизирующими свойствами, их физико-химическое воздействие проявляется в снижении поверхностного натяжения на границе с водой, частичном растворении карбонатов и цемента, а тепловое воздействие приводит к растворению высокомолекулярных отложений АСПО и снижению вязкости нефти.
Метод гидромеханической щелевой перфорации (ГЩП) заключается в намыве каверн (углублений в породе пласта) путем применения различных жидкостей (технической воды, нефти, деструкторов) через предварительно созданные в обсадной колонне трещины. Создание каверн приводит к значительному увеличению площади фильтрации пластовых флюидов, а дальнейшая химическая обработка дополнительно вскрытых участков пласта позволяет очистить их от АСПО, остатков бурового раствора, цемента и др. кольматирующих веществ.
Радиальное вскрытие пластов (или радиальное бурение) относится к гидроэрозионным технологическим процедурам по созданию трещин в пласте. Технически процедура заключается в следующем: на гибкой трубе в скважину спускается устройство (компоновка для вскрытия пласта), состоящая из гидромониторной (струйной) насадки и рукава высокого давления. Насосом под высоким давлением по гибкой трубе подается жидкость к гидромониторной насадке, струи которой производят размывание породы, при этом компоновка продолжает продвижение вглубь пласта за счет создаваемой реактивной тяги. Размер отверстия зависит от скорости проникновения шланга в пласт и составляет в среднем 25-50 мм в диаметре.
Технология радиального вскрытия или радиального бурения выполняет ту же функцию, что и ГРП или ГДРП, только в случае ГРП, ГДРП - трещины в пласте создаются за счет давления или взрыва закачиваемых в пласт химических реагентов, при радиальном бурении - происходит более целенаправленное создание фильтрационных каналов за счет размыва пород пласта струями жидкости под высоким давлением.
Рис. 1. Технология радиального вскрытия пласта (на основе данных сайта ООО «Татнефть-РемСервис»)
Для снижения негативных последствий заводнения нефтяных пластов, извлечения нефти из удаленных слабодренируемых участков пласта компаниями применяются разнообразные технологии, направленные на изменение направления потоков закачиваемой воды, изоляцию водопритока и выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин.
К ним относятся: закачка сшитых полимерных систем (СПС), поверхностно-активных полимерных систем (ПАПС), оксилэтилцеллюлозы, больших объемных гелевых систем (БГС, Темпоскрин), водорастворимых полиэлектролитов, биополимера и композиций на его основе, термогелеобразующих композиций.
В наиболее общем виде процедура реализуется путем закачек в призабойную зону пласта нагнетательных скважин медленно сшивающихся составов, способных проникать вглубь пласта на значительные расстояния и, вступая в химические реакции с молекулами воды, содержащимися в пластовой жидкости, создавать плотные, малоподвижные гелевые структуры, вытесняющие нефть из низкопроницаемых коллекторов или образующие плотные экраны, изменяющие направление фильтрационных потоков в зоне действия нагнетательных скважин. Способность полимерных систем перераспределять фильтрационные потоки используется также при проведении ремонтно-изоляционных работ в пласте - изоляции высокопроницаемых участков, к примеру, в целях недопущения нежелательного прорыва воды из зоны действия нагнетательных скважин в зону, дренируемую эксплуатационной скважиной.
Рис. 2. Схема действия потокоотклоняющих технологий
К МУН, направленным на очистку порового пространства нефтяных коллекторов от различного рода кольматирующих веществ, можно отнести термобарохимическую обработку призабойных зон (ТБХО), акустическую реабилитацию скважин и пластов (АРСиП), химическую обработку и др.
Технология ТБХО заключается в спуске на НКТ (насосно-компрессорных трубах) к забою скважины двух камер, одна из которых содержит взрывные шашки с химическими реагентами. Вторая, из которой выкачан воздух, выполняет роль депрессионной камеры. После спуска камер скважину заливают жидкостью до устья и закрывают. После чего производится пошаговый (с интервалом) взрыв шашек. В результате последовательных ударных волн и под давлением жидкости, закаченной в скважину, содержимое камеры (химические реагенты) продавливается в пласт, тепло, выделяемое при взрыве, расплавляет АСПО, содержащиеся в пласте, химические реагенты усиливают тепловое воздействие, расщепляют отложения, а также не позволяют им затвердеть при извлечении из пласта. По истечении времени, отведенного на тепло-химические реакции, открывается депрессионная камера, в которую устремляется пластовая жидкость с растворенными отложениями. В результате проведенных операций значительно очищается поровое пространство призабойной зоны пласта. При этом применяемая технология исключает возможность воздействия ТБХО на скважину.
Целью акустической реабилитации скважин и пластов (АРСиП) помимо очистки от АСПО нефтяных коллекторов является разрушение электростатических слоев, снижающих сечение поровых каналов, увеличение проницаемости пород пласта, вытеснение вязкопластичной нефти в более крупные поры нефтяных коллекторов.
Акустическое воздействие на пласт за счет создания значительных колебательных нагрузок (инерционных сил) приводит к разрушению частиц, засоряющих поры пласта, а также разрушает электростатические слои, снижающие эффективное сечение пор, что увеличивает проницаемость пласта.
Электромагнитное воздействие (ЭМВ) на призабойную зону пласта основано на использовании особенностей термогидродинамических процессов в продуктивных коллекторах, возникающих при воздействии высокочастотного электромагнитного поля. ЭМВ позволяет снизить вязкость нефти, увеличить пластовое давление вследствие выделения растворенных газов и испарения легких фракций углеводородной пластовой жидкости. Технология ЭМВ позволяет применять его при одновременной эксплуатации скважин.
Рис. 3. Иллюстрация электромагнитного воздействия на пласт (по данным сайта инновационной компании «Иджат»)
К одним из распространенных способов очистки нефтяных коллекторов от растворимых частиц относятся также различные виды химической обработки нефтяных пластов, в том числе кислотная обработка призабойной зоны пласта, основанные на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ с некоторыми породами пласта (соляно-кислотная обработка, а также закачка бисульфата натрия с целью «разглинизации» продуктивного пласта).
Несколько иное, но в сущности преследующее аналогичные цели воздействия на пласт и пластовые жидкости оказывают и многие другие применяемые виды МУН: глубокий гидроразрыв пласта, плазменно-импульсное воздействие; термогазокислотно-перфорационно-имплозионное, волновое воздействие на пласт и др.
В большинстве случаев проведение МУН может оказать негативное влияние на состояние скважин. К примеру, при проведении ГДП, ГДРП, ТБХО возникает угроза повреждения обсадной колонны скважины (обычно МУН применяют на старых месторождениях), а также подземного оборудования (в связи с чем его извлекают перед проведением МУН), для чего отраслевые правила проведения работ по недропользованию требуют проведения МУН исключительно на исправных скважинах, в связи с чем МУН, как правило, проводятся после проведения капитального ремонта скважин. Негативное воздействие большинства видов МУН на техническое состояние скважин представляет собой третью причину невозможности признать МУН ремонтом.
Так, в тексте Единых правил разработки месторождений Республики Казахстан, утвержденных постановлением Правительства РК от 18 июня 1996 года № 745, прямо указано, что методы интенсификации добычи нефти проводятся при проведении капитального ремонта скважин, что, видимо и послужило причиной неправильной квалификации МУН налоговыми органами в качестве ремонтных работ.
Учитывая сложившееся ошибочное толкование норм единых правил, Министерством нефти и газа Республики Казахстан впоследствии, при разработке Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых, утвержденных постановлением Правительства РК № 123 13 марта 2011 года взамен ранее действовавшим, прямо предусмотрено, что «работы по воздействию на призабойную зону скважин и прискважинную часть пласта не относятся к капитальному и/ или текущему (подземному) ремонту скважин», что указывает на четвертую, нормативно обоснованную причину невозможности признания МУН ремонтом.
Учитывая вышеизложенное, на наш взгляд, приведенное в настоящей статье описание отдельных видов МУН, основанное на данных патентов на их разработку, а также публикациях авторов, проводивших соответствующие исследования и испытания, являясь достаточно кратким, тем не менее в необходимой степени демонстрирует тот факт, что целью МУН является увеличение добычи нефти за счет очистки порового пространства нефтяных коллекторов от загрязняющих веществ, создания дополнительных каналов связи между забоем скважины и удаленными участками пласта, создания экранов, вытесняющих нефть из сложнодренируемых участков, снижения вязкости пластовых флюидов, степени их обводненности и т.д., при этом объектом их воздействия является продуктивный пласт и насыщающие его жидкости, в связи с чем квалификация МУН в качестве ремонта скважин или части работ по ремонту скважин, является ошибочной, не соответствующей целям и способам их осуществления, а также объекту воздействия, что наиболее наглядно нашло отражение в разработанных вновь единых правилах разработки месторождений.
Литература
1. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений РК, утвержденные постановлением Правительства РК от 18 июня 1996 года № 745.
2. Единые правила по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых, утвержденные постановлением Правительства РК 13 марта 2011 года № 123.
3. Р. Джумашев. Повышение нефтеотдачи обводненных пластов методом электродинамического воздействия. Нефть и газ, 2010 год. № 1.
4. М. Болдырев, Т. Лючевская, О. Гуркин, А. Золин. Повышение нефтеотдачи методом воздействия импульсами электрического тока на продуктивный пласт.
5. Патент РФ № 2127362 на технологию ТБХО от 10 марта 1999 года.
6. Ю. Горбачев, Н. Иванова, Т. Колесников, А. Никитин, Э. Орентлихтерман. Акустические методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.
7. В. Сушко Комплекс для радиального вскрытия пластов. Время колтюбинга, № 3, 2009.
