Recopilación completa de detalles de extracción de gas natural
Introducción básica Nombre chino: La extracción de gas natural se debe a: baja densidad del gas natural: 0,75 ~ 0,8 kg/m3 enterrado en estructuras geológicas subterráneas cerradas: descripción general, desarrollo en China, políticas relacionadas, métodos de investigación, Descripción general: debido a que la densidad del gas natural es baja: 0,75 ~ 0,8 kg/m3, y la presión de la columna de gas en el fondo del pozo es pequeña, la viscosidad del gas natural es baja y la resistencia al flujo en la formación y las tuberías; es pequeño debido a su gran coeficiente de expansión, su energía elástica también es grande. Por lo tanto, la extracción de gas natural generalmente adopta el método de autoinyección. Esto es básicamente lo mismo que la recuperación de petróleo por autoinyección. Sin embargo, debido a que las presiones de los pozos de gas son generalmente altas y el gas natural es inflamable y explosivo, la capacidad de soportar presión y el rendimiento de sellado de los dispositivos de boca de pozo de producción de gas son mucho mayores que los de los dispositivos de boca de pozo de producción de petróleo. La extracción de gas natural también tiene sus propias características. En primer lugar, el gas natural, al igual que el petróleo crudo, suele ser un sistema de almacenamiento con agua del fondo o agua del borde. Con el desarrollo del gas natural, la energía elástica del agua impulsará el agua hacia el yacimiento de gas a lo largo de la zona de alta permeabilidad. En este caso, debido a la hidrofilicidad y presión capilar de la propia roca, la intrusión de agua no supone un desplazamiento efectivo de gas, sino el sellado del gas no drenado en grietas o agujeros, formando una zona de gas muerto. Esta parte del gas a alta presión atrapado en la zona de invasión de agua puede alcanzar entre el 30 y el 50% del volumen de los poros de la roca, reduciendo así en gran medida la tasa de recuperación final del yacimiento de gas. En segundo lugar, después de que el pozo de gas produzca agua, la resistencia a la filtración del gas que fluye hacia el fondo del pozo aumentará y el consumo total de energía del flujo de tubería bifásico gas-líquido a lo largo del pozo de petróleo aumentará significativamente. A medida que el impacto de la invasión de agua se vuelve cada vez más severo, la producción de gas de los yacimientos de gas disminuye, la capacidad de flujo de los pozos de gas se debilita y la producción de pozos individuales disminuye rápidamente hasta que el fondo del pozo se inunda seriamente y se detiene la producción. En la actualidad, el control de las inundaciones de agua en yacimientos de gas se centra principalmente en dos aspectos, uno es el drenaje y el otro es el bloqueo del agua. El taponamiento con agua consiste en separar la capa productora de gas de la capa productora de agua mediante taponamiento mecánico y taponamiento químico, o establecer una barrera de bloqueo de agua en el depósito. Actualmente existen muchos métodos de drenaje, cuyo principio fundamental es eliminar el agua del pozo. El término técnico es método de recuperación de gas de drenaje. Desde el desarrollo de China en 1998, el descubrimiento de yacimientos de gas de gran tamaño en las cuencas de Tarim, Ordos y Sichuan no sólo ha abierto inesperadamente la era nacional del gas natural de China, sino que también ha aumentado significativamente la moneda de cambio del país en el mercado internacional del gas natural. mercado. Las reservas geológicas probadas de los campos de gas terrestres de China superan el 90% de las reservas totales de los campos de gas terrestres y marinos. El juicio sobre la capacidad de producción de los campos de gas terrestres tendrá un impacto importante en las decisiones de los operadores de gas natural sobre el gas natural importado y el mercado interno. Por otro lado, el optimismo sobre las perspectivas de producción de gas natural marino de China ha sido alto desde 2010. Pero si nos quitamos las gafas nacionalistas, la industria del gas natural de China descubrirá que existe una brecha considerable entre las expectativas y el desarrollo y aplicación reales: hay disputas regionales sobre yacimientos de gas en el Mar de China Oriental y el Mar de China Meridional durante los Cinco. Plan Anual o incluso el 14º Plan Quinquenal, es difícil realizar cambios importantes en la situación actual, a excepción del campo de gas Liwan 3-1 recientemente desarrollado en la cuenca de la desembocadura del río Pearl, otros campos de gas marinos que se están desarrollando y utilizando. todos los campos de gas pequeños y medianos, con una capacidad de producción total de sólo cerca de 1,5 campos de gas. Capacidad máxima de suministro de gas de las estaciones receptoras costeras. Extracción, recolección y transporte de gas natural en la cuenca del Tarim En los últimos años, la industria de extracción de petróleo y gas de mi país se ha desarrollado rápidamente. Del 5438 de junio al 65438 de febrero de 2006, la industria de exploración de petróleo y gas natural de China alcanzó un valor de producción industrial total de 7590733565438 millones de yuanes, un aumento del 24,74% con respecto al mismo período de 2005. Los ingresos acumulados por ventas de productos fueron de 773.655.604.000 yuanes, un aumento del 27,24% con respecto al mismo período de 2005; el beneficio acumulado realizado fue de 363.568.825.000 yuanes, un aumento del 24,22% con respecto al mismo período de 2005. De enero a noviembre de 2007, el El valor total de la producción industrial de la industria de exploración de petróleo y gas natural de China fue de 726.174.178.000 yuanes, un aumento de 4,82 en comparación con el mismo período de 2006. Los ingresos acumulados por ventas de productos fueron de 767.905.565.438.05.000 yuanes, un aumento del 6,98% en comparación con el mismo período de 2006, y el beneficio total acumulado obtenido fue de 334.865.438.07.296.000 yuanes, una disminución del 7,72% en comparación con el mismo período de 2006.
Desde junio de 5438 0 hasta junio de 5438 0 de 2008, el valor total de la producción industrial de la industria de exploración de petróleo y gas natural de China fue de 155.299.892.000 yuanes, un aumento del 46,85% con respecto al mismo período de 2007. Los ingresos acumulados por ventas de productos fueron de 154.189.131.000 yuanes, un aumento del 42,07% con respecto al mismo período de 2007; el beneficio acumulado fue de 78.834.704.000 yuanes, un aumento del 665.438,23% con respecto al mismo período de 2007. Desarrollo y acumulación de los campos de petróleo y gas de Xiaochun y Pinghu Se han desarrollado una serie de cuencas sedimentarias frente a las costas de China, con una superficie total de casi un millón de kilómetros cuadrados y ricas perspectivas de petróleo y gas. De norte a sur, estas cuencas sedimentarias incluyen la cuenca de Bohai, la cuenca del Mar Amarillo del Norte, la cuenca del Mar Amarillo del Sur, la cuenca del Mar de China Oriental, la cuenca de Okinawa, la cuenca de Taixi, la cuenca del suroeste de Taiwán, la cuenca de Taitung, la Cuenca de la desembocadura del río Perla, cuenca del golfo de Beibu y cuenca del Yingge y cuenca del sur del Mar de China Meridional. La exploración de petróleo y gas costa afuera de China se concentra principalmente en el Mar de Bohai, el Mar Amarillo, el Mar de China Oriental y la plataforma continental norte del Mar de China Meridional. Según el "Plan Nacional de Desarrollo Económico Marino" emitido por el Consejo de Estado el 9 de mayo de 2003, los recursos petroleros marinos de mi país son aproximadamente 24 mil millones de toneladas y las reservas teóricas de energía marina renovable son 630 millones de kilovatios. Para 2010, el valor añadido de la industria marina representará más del 5% del PIB y la economía marina se convertirá en un nuevo punto de crecimiento para la economía nacional. De 2005 a 2020, la producción de petróleo y gas natural de China está lejos de satisfacer la demanda, y la brecha entre oferta y demanda será cada vez mayor. La demanda de gas natural de China crecerá a un ritmo de alrededor del 15% anual, superando los mil millones de metros cúbicos en 2010 y alcanzando los 200 mil millones de metros cúbicos en 2020, lo que representa el 10% de la composición energética total. Según el análisis, se espera que el petróleo marino represente el 35% de la producción mundial de petróleo en 2020. En la actualidad, el petróleo marino de China representa menos de una quinta parte de la producción total de petróleo y todavía existe un gran potencial de mejora. Políticas Relevantes Capítulo 1 Disposiciones Generales Artículo 1 Con el fin de estandarizar el tratamiento contable y la divulgación de información relevante para las actividades de extracción de petróleo y gas (en adelante, petróleo y gas), estas normas se formulan de acuerdo con las "Normas de Contabilidad para Empresas Comerciales". - Normas Básicas". Artículo 2 Las actividades mineras de petróleo y gas incluyen la adquisición de participaciones en áreas mineras y la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. Artículo 3 Se aplicarán otras normas contables pertinentes al tratamiento contable del almacenamiento, recolección, transporte, procesamiento y venta de petróleo y gas distintas de las actividades de exploración de petróleo y gas. Capítulo 2 Tratamiento Contable de los Derechos e Intereses de Área Minera Artículo 4 Los derechos e intereses de área minera se refieren a los derechos obtenidos por las empresas en la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas en áreas mineras. Los derechos e intereses mineros se dividen en derechos mineros probados y derechos mineros no probados. Las áreas mineras probadas se refieren a áreas mineras con reservas probadas económicamente explotables. Las áreas mineras no probadas se refieren a áreas mineras donde no se han encontrado reservas probadas económicamente explotables. Las reservas probadas económicamente recuperables se refieren a la cantidad de petróleo y gas que puede determinarse razonablemente a partir de yacimientos conocidos de petróleo y gas en las condiciones técnicas y económicas existentes basadas en análisis geológicos y de ingeniería. Artículo 5 Los costos incurridos para la obtención de derechos mineros se capitalizarán cuando se incurran. Los derechos e intereses mineros obtenidos por una empresa se medirán inicialmente de acuerdo con el costo en el momento de la adquisición: (1) El costo de solicitar la obtención de derechos e intereses mineros incluye tarifas de uso de derechos de exploración, tarifas de uso de derechos mineros, área terrestre o marítima. cánones de uso, honorarios de agencia y otros derechos directamente imputables por derechos mineros. (2) El costo de compra de derechos mineros incluye el precio de compra, honorarios de agencia y otros gastos directamente atribuibles a los derechos mineros. Los gastos de mantenimiento de los derechos e intereses del área minera, como tarifas de uso del área minera, alquiler, etc., se incluyen en las pérdidas y ganancias actuales. Artículo 6 Las empresas utilizarán el método de producción o el método de promedio de vida para compensar las pérdidas sobre los derechos e intereses de las áreas mineras probadas. Si se utiliza el método de producción para mapear las pérdidas, las pérdidas se pueden calcular para cada mina individual. También se puede calcular con base en un grupo minero compuesto por varias áreas mineras adyacentes con iguales o similares características estructurales geológicas o condiciones de yacimiento. La fórmula de cálculo es la siguiente: Pérdida de capital en áreas mineras probadas = Valor en libros del capital en áreas mineras probadas t Tasa de pérdida de capital en áreas mineras probadas = Producción actual en áreas mineras probadas/(Reservas probadas económicamente recuperables al final del año en áreas mineras probadas) La producción actual del área minera) Artículo 7 El deterioro del patrimonio de la empresa en el área minera y la pérdida por deterioro se reconocerán de acuerdo con diferentes circunstancias: (1) El deterioro del patrimonio en la zona minera probada área se manejará de acuerdo con las "Normas de Contabilidad para Empresas Comerciales No. 8 - Deterioro de Activos" (2) Los intereses en áreas mineras no probadas se someterán a pruebas de deterioro al menos una vez al año; Si el costo de adquisición de una sola área minera es alto, las pruebas de deterioro deben realizarse sobre la base de una sola área minera. y determinar el monto del deterioro de intereses en áreas mineras inexploradas.
Si el costo de adquisición de una sola área minera es pequeño y tiene características estructurales geológicas o condiciones de yacimiento iguales o similares a otras áreas mineras adyacentes, el área minera puede agruparse en múltiples áreas mineras adyacentes con características estructurales geológicas iguales o similares o Condiciones del yacimiento. Realizar pruebas de deterioro. La diferencia entre el valor razonable y el valor en libros de los derechos e intereses mineros no probados se reconoce como pérdida por deterioro y se incluye en la ganancia y pérdida corriente. Una vez confirmada la pérdida por deterioro de los derechos e intereses del área minera no probados Artículo 8 Si una empresa transfiere los derechos e intereses del área minera, se manejará de acuerdo con las siguientes disposiciones: (1) Si todos los derechos e intereses probados en la minería se transfiere el área minera, la diferencia entre el ingreso por transferencia y el valor en libros de los derechos e intereses del área minera se incluirá en las ganancias y pérdidas del período actual. Si se transfiere la porción patrimonial probada del área minera, el valor en libros de la porción transferida del patrimonio del área minera se calculará y determinará con base en la relación entre el valor razonable del patrimonio transferido y el patrimonio retenido. La diferencia entre el ingreso por transferencia y el valor en libros de los derechos mineros transferidos se incluirá en el resultado corriente. (2) Si se transfieren todos los derechos e intereses mineros no probados para los cuales se han hecho provisiones por deterioro, la diferencia entre el producto de la transferencia y el valor en libros de los derechos e intereses mineros no probados se incluirá en la ganancia y pérdida actual. Si el producto de la transferencia es mayor que el valor en libros de los derechos mineros, la diferencia se incluirá en el resultado del periodo. Si el producto de la transferencia es menor que el valor en libros de los intereses en el área minera, el producto de la transferencia se utilizará para compensar el valor en libros de los intereses en el área minera y no se reconocerá ninguna ganancia o pérdida. Si el producto de la transferencia es menor que el valor en libros original de los intereses en el área minera, el producto de la transferencia se compensará con el valor en libros original de los intereses en el área minera y no se reconocerá ninguna ganancia o pérdida. Cuando se transfieran los derechos e intereses restantes de la última área minera no probada en el grupo de áreas mineras, la diferencia entre el producto de la transferencia y el valor en libros de los derechos e intereses del área minera no probada se incluirá en la ganancia y pérdida corriente. Artículo 9 Si se descubren reservas probadas económicamente recuperables en un área (grupo) minera no probada, la área (grupo) minera no probada se convertirá en un área (grupo) minera probada. El valor en libros debe convertirse en derechos e intereses mineros demostrados. Artículo 10 Si un área minera no probada se abandona por no haberse encontrado reservas económicamente recuperables comprobadas, se revenderá según el valor en libros al momento del abandono y se incluirá en las pérdidas y ganancias corrientes. El coste del abandono causado por el trabajo voluntario inconcluso y otros factores se incluirán en el resultado del ejercicio. Capítulo 3 Tratamiento Contable de la Exploración de Petróleo y Gas Artículo 11 La exploración de petróleo y gas se refiere a los estudios geológicos, la exploración geofísica, las actividades de perforación y otras actividades relacionadas realizadas para probar el área de exploración o probar las reservas de petróleo y gas. Artículo 12 Los gastos de exploración de petróleo y gas incluyen los gastos de exploración de perforación y los gastos de exploración no relacionados con la perforación. Los gastos de exploración de perforación incluyen principalmente los gastos incurridos en la perforación de pozos exploratorios, pozos de investigación detallada exploratoria, pozos de evaluación y pozos de datos. Los gastos de exploración no relacionados con la perforación incluyen principalmente gastos incurridos por estudios geológicos, exploración geofísica y otras actividades. Artículo 13 Después de la terminación de un pozo, si se determina que el pozo tiene reservas económicamente recuperables probadas, los gastos de perforación se transferirán al costo del pozo y las instalaciones relacionadas. Si se determina que no se encuentran reservas probadas económicamente recuperables en el pozo, los gastos de perforación se incluirán en las pérdidas y ganancias actuales después de deducir el valor residual neto. Si se determina que se han descubierto reservas probadas económicamente recuperables en ciertos intervalos, los gastos de perforación y exploración en los intervalos efectivos donde se encuentran reservas probadas económicamente recuperables deben transferirse al costo de los pozos e instalaciones relacionadas, y la perforación acumulada en los ineficaces. Los intervalos serán y los gastos de exploración deben transferirse a las ganancias y pérdidas actuales. Si un pozo exploratorio no determina si se encuentran reservas probadas económicamente recuperables, los gastos de perforación se capitalizan provisionalmente dentro de un año de su finalización. Artículo 14 Si aún no es posible determinar si se han descubierto reservas probadas económicamente recuperables un año después de la terminación de un pozo exploratorio y se cumplen las siguientes condiciones, los gastos capitalizados para la perforación del pozo continuarán capitalizándose temporalmente, de lo contrario se incluirán en las pérdidas y ganancias actuales: (1) Se han descubierto reservas suficientes en el pozo, pero aún se necesitan más actividades de exploración para determinar si son reservas económicamente recuperables probadas (2) Se han llevado a cabo más actividades de exploración; o hay planes claros y se llevarán a cabo pronto. Si se descubren reservas económicamente recuperables en un pozo exploratorio para el cual se han gastado gastos de perforación y exploración, los gastos de perforación y exploración incurridos no se ajustarán, y los gastos incurridos para la reperforación y terminación se capitalizarán. Artículo 15 Los gastos distintos de la perforación y exploración se incluirán en las ganancias y pérdidas corrientes cuando se incurran. Capítulo 4 Tratamiento Contable del Desarrollo de Petróleo y Gas Artículo 16 El desarrollo de petróleo y gas se refiere a las actividades de construcción o actualización de pozos e instalaciones relacionadas en áreas mineras probadas para obtener petróleo y gas. Artículo 17 Los gastos incurridos en actividades de desarrollo de petróleo y gas se capitalizarán como los costos de los pozos e instalaciones relacionadas formadas por el desarrollo de petróleo y gas. Los costos de los pozos e instalaciones relacionadas formadas por el desarrollo de petróleo y gas incluyen principalmente: (2) Gastos de compra y construcción de herramientas para pozos, incluidos revestimientos, tuberías, equipos de bombeo de petróleo y dispositivos de boca de pozo.
, la construcción de pozos incluye la perforación y terminación; (3) costos de compra y construcción de sistemas mejorados de producción de petróleo; (4) instalaciones de recolección y transporte, instalaciones de procesamiento de separación, equipos de medición, instalaciones de almacenamiento, diversas plataformas marinas, cables submarinos y terrestres, etc. gastos de compra y construcción. Artículo 18 Los gastos incurridos en la perforación de capas probadas en áreas mineras comprobadas se considerarán gastos de desarrollo de petróleo y gas de acuerdo con los artículos 13 y 14 de estas Directrices; la perforación con el fin de obtener nuevas reservas probadas y económicamente recuperables. Los gastos para horizontes no descubiertos deben considerarse; tratados como gastos de perforación. Capítulo 5 Tratamiento Contable de la Producción de Petróleo y Gas Artículo 19 La producción de petróleo y gas se refiere a las actividades de extracción de petróleo y gas de yacimientos de petróleo y gas a la superficie, y de realización de recolección, transporte, procesamiento, almacenamiento in situ y gestión del área minera. en zonas mineras. Artículo 20 Los costos de producción de petróleo y gas incluyen la pérdida de capital en las áreas mineras relevantes, la pérdida de pozos e instalaciones relacionadas, la depreciación de equipos e instalaciones auxiliares, gastos de operación, etc. Los gastos operativos incluyen los costos directos e indirectos incurridos en la producción de petróleo y gas y la gestión minera. Artículo 21 Las empresas utilizarán el método de producción o el método de vida promedio para prever el deterioro de los pozos petroleros y las instalaciones relacionadas. Los pozos e instalaciones relacionadas incluyen pozos exploratorios que demuestran reservas económicamente recuperables, pozos formados durante las actividades mineras y diversas instalaciones directamente relacionadas con las actividades mineras. Si se utiliza el método de producción para calcular la dilución, la pérdida se puede calcular en una sola área minera o en un grupo minero que consta de varias áreas mineras adyacentes con características estructurales geológicas o condiciones de yacimiento iguales o similares. La fórmula de cálculo es la siguiente: agotamiento de los pozos mineros e instalaciones relacionadas = valor contable de los pozos mineros e instalaciones relacionadas al final del período t, tasa de agotamiento de los pozos mineros e instalaciones relacionadas = producción actual del área minera/(producción actual de área minera con reservas económicamente explotables probadas al final del área minera) Las reservas económicamente recuperables probadas incluyen reservas económicamente recuperables probadas que han sido plenamente explotadas después de la perforación de la red de pozos de desarrollo del área minera y la construcción de instalaciones de apoyo, así como como el correspondiente aumento de las reservas recuperables una vez terminadas y puestas en producción las instalaciones necesarias para la tecnología de recuperación mejorada. Artículo 22 Los equipos e instalaciones auxiliares tales como equipos sísmicos, equipos de construcción, vehículos, talleres de mantenimiento, almacenes, estaciones de suministro, equipos de comunicación, instalaciones de oficina, etc., se manejarán de acuerdo con las "Normas de Contabilidad para Empresas Comerciales N° 4 - Fijo". Activos". Artículo 23 Si la obligación de enajenación por abandono de área minera asumida por la empresa cumple con las condiciones de reconocimiento del pasivo estimado en las “Normas de Contabilidad para Empresas Comerciales N° 65438 03-Contingencias”, se reconocerá como pasivo estimado, y el valor en libros del pozo. y las instalaciones conexas se incrementarán en consecuencia. Si no se cumplen las condiciones para el reconocimiento de los pasivos estimados, se procederá a su desmantelamiento, traslado y emplazamiento en su abandono. Debe incluirse en las pérdidas y ganancias actuales. El abandono de una mina significa que el último pozo de la mina deja de producir. Artículo 24 El deterioro de pozos e instalaciones relacionadas, equipos e instalaciones auxiliares se manejará de conformidad con las "Normas de Contabilidad para Empresas Comerciales N° 8 - Deterioro de Activos". Capítulo 6 Divulgación Artículo 25 Las empresas divulgarán la siguiente información relacionada con las actividades de exploración de petróleo y gas en las notas: (1) Datos de reservas nacionales y extranjeras de petróleo y gas al comienzo y al final del año (2) Derechos e intereses mineros; petróleo y gas adquiridos en el país y en el extranjero durante el período actual El monto total de los gastos incurridos en exploración y desarrollo de petróleo y gas y (3) el valor contable original de los derechos e intereses mineros, pozos e instalaciones relacionadas; El precio contable original de los equipos e instalaciones auxiliares relacionados con las actividades de exploración de petróleo y gas, el monto acumulado de depreciación y provisiones por deterioro, y sus métodos de acumulación. El método topográfico 1, observación con sismómetro, mide la onda de choque generada por la carga explosiva, para conocer la estructura de la roca debajo de la superficie. 2. Exploración geológica para encontrar la ubicación de formaciones rocosas especiales (petróleo o gas natural). 3. Verificar la gravedad de la Tierra para medir los cambios en la gravedad y detectar la presencia de petróleo o gas natural.