Сизова А.О.

Стадия разработки нефтяных месторождений

ОАО «Татнефть» разрабатывает более 70-ти нефтяных месторождений на территории Татарстана, из которых 38 месторождений имеют выработанность пластов менее 20%, т. е. находятся на начальной стадии освоения, и 6 месторождений имеют выработанность пластов более 80%. В то же время по объему добычи нефти картина несколько иная. Из новых месторождений добывается лишь 600 тыс. тонн, а 16,1 млн. т нефти или 63% от общей добычи приходится на выработанные месторождения. 4,5 млн. т добывается из месторождений с выработанностью 80% от начальных извлекаемых запасов [10].

В конечном итоге, капитальные и эксплуатационные затраты на добычу тонны нефти на месторождениях с большой степенью выработанности резко возрастают, что можно проследить на примере Ромашкинского нефтяного месторождения, эксплуатируемого с 1948 года. За это время отобрано 2,19 млрд. т, что составляет 86,2% от начальных извлекаемых запасов. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки. Среднесуточный дебит по нефти составляет 4,1 т, обводненность продукции 85,6%. По сравнению со средним дебитом, который имел место при степени выработанности пластов 40%, дебит снизился почти в 7 раз, обводненность возросла на 38,6 процентных пункта. Это вызвало рост эксплуатационных затрат на 1 тонну нефти в сопоставимых условиях более чем в 5 раз [1].

Кроме роста эксплуатационных затрат, существенным фактором, влияющим на финансовые показатели нефтедобычи, является налоговая нагрузка. В настоящее время около 70% от цены каждой тонны добываемой нефти компании отдают в бюджет. Поэтому государственная поддержка недропользователей, эксплуатирующих истощенные или осваивающие новые месторождения, должна выражаться, прежде всего, в снижении налоговой нагрузки.  

Принятие федерального закона № 51-ФЗ от 27 июля 2006 г., позволяющего применять дифференцированные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) при разработке нефтяных месторождений, имело большое значение для нефтедобывающих компаний России [3].

Для ОАО «Татнефть» особое значение имели два последних направления дифференциации НДПИ. Компания занимается добычей нефти на территории Татарстана более 60-ти лет и как показано выше, основные эксплуатируемые месторождения имеют большую степень выработанности запасов. Введенные же в последние годы или находящиеся в стадии освоения участки недр характеризуются трудноизвлекаемыми запасами и высоковязкими нефтями. Эксплуатация этих месторождений была заведомо менее рентабельной, по сравнению с более «молодыми» или содержащими более качественную нефть, месторождениями. Поэтому возможность применения понижающих коэффициентов к ставке НДПИ для месторождений, выработанных более 80% и установление нулевой ставки налога для участков недр, содержащих нефть с вязкостью более 200 мПа*с, позволяет снизить налоговую нагрузку и соответственно повысить эффективность эксплуатации данных месторождений, продлить рентабельный период их разработки.

С 01.01.2007 г. ОАО «Татнефть» применяет дифференцированную ставку НДПИ для нефти добываемой из Ромашкинского месторождения.

На обеспечение прямого учета добываемой нефти капитальные вложения по Ромашкинскому месторождению составили 327 млн. руб.

За 2007 г. из Ромашкинского месторождения добыто 15,2 тыс. т нефти. Сумма льгот по НДПИ составила 5,1 млрд. руб. За счет вложения части высвобожденных средств в проведение дополнительных ГТМ получено 300 тыс. тонн нефти [4].

За 2007 год из этих месторождений добыто 9 тыс. т сверхвязкой нефти. Льготированию подлежит добыча с 01.04.2007 г., которая составляет 7,3 тыс. т. Сумма льгот по НДПИ за 2007 г. составила 20,0 млн. руб.

Ситуация по добыче нефти в России в 2008 г. показала, что предпринятых мер по налоговому стимулированию недостаточно, добыча нефти снижается. По данным Росстата, добыча нефти и газового конденсата в первом полугодии 2008 года сократилась на 0,9% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составила 242,2 млн. т. [2].

Для поддержания уровней добычи нефти в Российской Федерации на достигнутом уровне необходимо, чтобы нефтяные компании инвестировали значительные средства в освоение новых месторождений.

Правительство озаботилось наметившейся ситуацией, и в июле 2008 г. приняты поправки к ст.342 НК РФ, повышающие необлагаемый минимум, используемый при расчете НДПИ с 9 до 15 долларов за баррель, что позволит выпадающие доходы федерального бюджета в 100 млрд. рублей перенаправить на развитие нефтяной отрасли. Нефтяники и эксперты отрасли считают эту сумму недостаточной, в первую очередь для освоения новых месторождений.

Литература:

1 Амелин И.Д. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии [Текст] / И.Д. Амелин, М.Л. Сургучев, А.В. Давыдов. - М.: Недра, 1994.- 308 с.

2 Муслимов Р.Х., Галеев Г.И., Сулейманов Э.И., Волков Ю.А. Пpоблемы совеpшенствования научных основ pазpаботки нефтяных местоpождений // Тез.докл. научн.-пpактич. конф. «Пpоблемы pазвития нефтяной пpомышленности Татаpстана на поздней стадии освоения запасов», г.Альметьевск, 27-28 октябpя 1994г., с.18-23.

3 Робинсон Б.В. Экономическая подготовка к поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов // Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов. – Казань, 2008. – с. 352 – 355.

4 Робинсон, Б.В. Экономическая оценка нефтяных ресурсов новых районов [Текст] / Б.В. Робинсон. - Новосибирск: Наука, 1985. – 185 с.

5 Хисамов Р. С., Мотина Л. И. Экономические аспекты разработки месторождений углеводородов  // Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов. – Казань, 2008. – с. 453 – 456