Как отразить в учете добычу полезных ископаемых. Проводки добыча нефти


Как отразить в учете добычу полезных ископаемых

Информация о затратах на добычу полезных ископаемых необходима для принятия управленческих решений об использовании ресурсов, снижении себестоимости и, как следствие, об увеличении прибыли, которая является целью предпринимательской деятельности (п. 1 ст. 2 ГК РФ).

Чтобы вести учет таких затрат, нужно:

  • определять (калькулировать) себестоимость добытого ископаемого;
  • формировать сведения о структуре и динамике расходов, связанных с добычей полезных ископаемых.

Бухучет

Бухучет затрат на калькулирование себестоимости в добывающей промышленности в настоящее время регулируется ПБУ 10/99 и Инструкцией к плану счетов. Однако эти документы устанавливают лишь общие правила и не учитывают специфику добычи полезных ископаемых.

Определенная специфика отражена в отраслевых инструкциях по учету затрат в добывающей промышленности. Но они были разработаны в соответствии с Положением, утвержденным постановлением Правительства РФ от 5 августа 1992 г. № 552, которое с вступлением в силу главы 25 Налогового кодекса РФ не применяется. Вместе с тем, до разработки и утверждения новых актов можно воспользоваться и ими, но в части, не противоречащей действующему законодательству (письмо Минфина России от 29 апреля 2002 г. № 16-00-13/03).

Вы можете и самостоятельно разработать порядок бухучета затрат на добычу полезных ископаемых и закрепить его в учетной политике для целей бухучета.

Ситуация: как горнодобывающей организации отразить в бухучете руду, которая попутно добыта в процессе горно-капитальных работ – строительства шахты? Руду используют для производства готовой продукции (концентратов).

Если стоимость руды не существенна, как актив ее не отражайте, но организуйте количественный учет. В противном случае отразите ее на счете 10 или 20 по рыночной стоимости, не уменьшая капитальные вложения в горно-капитальные работы.

Работы, которая организация проводит с целью вскрытия месторождения, а также работы по возведению капитальных горнотехнических сооружений и зданий относятся к горно-капитальным работам.

Расходы, которые формируют первоначальную стоимость основного средства (в т. ч. шахтные стволы, шурфы, штольни, копры шахт и бункеры при них, здания подъемных машин и лебедок), сразу капитализируйте. С месяца, следующего за тем, в котором данный объект примете к учету в качестве основного средства, начните начислять амортизацию.

Подробнее о порядке отражения в бухучете объектов строительства см.:

При этом уменьшить первоначальную стоимость таких основных средств на стоимость руды, которую попутно добыли при их строительстве, организация не вправе. Такое изменение первоначальной стоимости объекта законодательством о бухучете не предусмотрено.

Попутно добытую руду на счетах бухучета отдельно в качестве актива не отражайте. Ее учитывайте только в количественном выражении. Так поступите, если стоимость добытого полезного ископаемого не существенна. Поскольку критерий существенности стоимости актива законодательством не установлен, определите его самостоятельно в учетной политике для целей бухучета.

Если же стоимость попутно добытой руды существенна, то полезное ископаемое отразите на счете 20 «Полуфабрикаты собственного производства» или 10 «Материалы» по рыночной цене. Корреспондирующим счетом будет счет 91-1 «Прочие доходы».

Такие выводы можно сделать из совокупности положений пунктов 19, 21 и 24 ПБУ 6/01, пункта 11 ПБУ 4/99, пунктов 7 и 8 ПБУ 1/2008, пунктов 2.3–2.5 приложения 9 Инструкции, утвержденной Роскомдрагметом 28 февраля 1994 г., приложения 1 к приказу Минфина России от 31 октября 2012 г. № 143н, Инструкции к плану счетов, пункта 7 постановления ФАС Западно-Сибирского округа от 6 декабря 2011 г. № А27-270/2011 (определением ВАС РФ от 5 мая 2012 г. № ВАС-2485/12 отказано в передаче данного дела в Президиум ВАС РФ).

Группировка затрат

В бухучете все затраты, связанные с добычей полезных ископаемых, относятся к расходам по обычным видам деятельности. По экономическому содержанию они группируются по следующим элементам:

  • материальные затраты;
  • затраты на оплату труда;
  • отчисления на социальные нужды;
  • прочие затраты.

Об этом сказано в пунктах 5 и 8 ПБУ 10/99.

Прямые и косвенные затраты

В зависимости от способа включения в себестоимость затраты подразделяйте на прямые (основные) и косвенные (накладные) (Инструкция к плану счетов). Подробнее об этом см. Как учесть затраты на производство продукции (работ, услуг).

Метод калькулирования себестоимости

Расходы, связанные с добычей полезных ископаемых, учитывайте на счете 20 «Основное производство». При этом, как правило, применяется попроцессный метод калькулирования себестоимости.

Формирование себестоимости

Для формирования себестоимости полезных ископаемых все затраты собирайте и отражайте по дебету счета 20. Если полезные ископаемые складируются, то при отпуске их на склад себестоимость отражайте по кредиту этого счета в корреспонденции со счетами учета готовой продукции. При этом порядок учета выпуска готовой продукции по каждому процессу зависит от вариантов оценки добытых полезных ископаемых:

  • по нормативной себестоимости с использованием счета 40 «Выпуск продукции (работ, услуг)»;
  • по нормативной себестоимости без использования счета 40 «Выпуск продукции (работ, услуг)»;
  • по фактической себестоимости (без использования счета 40 «Выпуск продукции (работ, услуг)»).

Формирование себестоимости добытых полезных ископаемых отражайте в бухучете так же, как и у любой другой готовой продукции. Подробнее об этом см. Как учесть затраты на производство продукции (работ, услуг).

Передача на склад

Если полезные ископаемые складируются, то передачу их из подразделения (шахты, участка, разреза и т. д.) на склад можно оформить одним из документов:

  • унифицированной формой № МХ-18;
  • самостоятельно разработанной формой накладной.

Такой порядок предусмотрен пунктами 11, 12 и 200 Методических указаний, утвержденных приказом Минфина России от 28 декабря 2001 г. № 119н, и следует из части 1 статьи 9 Закона от 6 декабря 2011 г. № 402-ФЗ.

Использование добытых полезных ископаемых

Добытые полезные ископаемые учитывайте в зависимости от их дальнейшего использования. Они могут быть:

  • направлены на собственные нужды организации (например, добытый уголь использовали в качестве топлива в собственной котельной).

Полезные ископаемые, направленные на собственные нужды в качестве материалов, оприходуйте на основании требования-накладной по форме № М-11. В учете такие материалы отразите в сумме фактических (или нормативных с последующей корректировкой) затрат на их добычу:

Дебет 10 Кредит 43 (40)– поступили на склад полезные ископаемые, направленные на нужды организации в качестве материалов.

Подробнее об этом см. Как отразить в учете поступление материалов.

Такие правила следуют из пункта 8 ПБУ 6/01, пунктов 26 и 27 Методических указаний, утвержденных приказом Минфина России от 13 октября 2003 г. № 91н, пунктов 5, 7 ПБУ 5/01 и Инструкции к плану счетов (счета 43, 40).

ОСНО

При расчете налога на прибыль расходы, связанные с добычей полезных ископаемых, учитывайте в зависимости от того, к какой из групп они относятся:

Такой перечень установлен статьей 253 Налогового кодекса РФ.

Если организация ведет деятельность по добыче углеводородного сырья на новом морском месторождении, то при расчете налога на прибыль учитывайте специальные правила.

При калькулировании себестоимости добытых полезных ископаемых можно пользоваться отраслевыми инструкциями и указаниями. Их перечень приведен в таблице.

Суммы входного НДС при соблюдении всех условий принимайте к вычету (ст. 171 и 172 НК РФ). Исключение составляет НДС по товарам (работам, услугам), приобретенным для добычи тех полезных ископаемых, реализация которых НДС не облагается. В этом случае суммы входного налога учтите в стоимости таких товаров (работ, услуг) (п. 2 ст. 170 НК РФ).

Кроме того, добытые полезные ископаемые облагаются НДПИ (ст. 334 и 338 НК РФ).

УСН

Применять упрощенку могут лишь те добывающие организации, которые занимаются добычей общераспространенных полезных ископаемых (подп. 8 п. 3 ст. 346.12 НК РФ).

Если такая организация платит единый налог с доходов, то расходы, связанные с добычей полезных ископаемых, она не учитывает (п. 1 ст. 346.14 НК РФ).

Если же организация рассчитывает единый налог с разницы между доходами и расходами, она вправе уменьшить доходы на сумму понесенных расходов (п. 2 ст. 346.18 НК РФ). Перечень расходов, которые можно признать на упрощенке, является закрытым и приведен в пункте 1 статьи 346.16 Налогового кодекса РФ. Подробнее об этом см. Какие расходы учитывать при расчете единого налога при упрощенке.

Кроме того, добывающие организации на упрощенке должны платить НДПИ (ст. 334 и 338 НК РФ).

nalogobzor.info

Способ эксплуатации и проводки горизонтального ствола нефтяной скважины

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации и проводке горизонтального ствола скважины в нефтяных пластах, в которых встречаются зоны поглощения бурового раствора. Обеспечивает повышение качества вскрытия нефтяного пласта и сохранение его коллекторских свойств. Сущность изобретения: ведут проводку ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора. Останавливают проводку. Продолжают проводку. Осуществляют эксплуатацию скважины. При остановке проводки ведут эксплуатацию скважины до снижения ее дебита до достижения нерентабельности или обводнения добываемой продукции. Изолируют зону полного ухода бурового раствора. Спускают с помощью установки колтюбинг длинномерные гибкие трубы с забойным двигателем и эксцентричным долотом и продолжают проводку до следующей зоны полного ухода бурового раствора или проектной точки с промывкой нефтью по замкнутому циклу ее циркуляции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации и проводке горизонтального ствола скважины в нефтяных пластах, в которых встречаются зоны поглощения бурового раствора.

Известен способ бурения с остановкой процесса углубления скважин для изоляции зоны поглощения (Временная инструкция по исследованию поглощающих пластов и борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении скважин. - М.: ВНИИКРнефть, 1974, с.93-95).Однако этот способ не пригоден для случаев, когда зона поглощения бурового раствора вскрывается в нефтяном пласте, так как изоляция ее приводит к уменьшению дебита скважины.Наиболее близким техническим решением к заявляемому является способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. После вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят. Далее бурение скважины продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины. Последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив первого нефтеносного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например стеклопластикового. При этом перед цементированием скважины напротив продуктивного пласта устанавливают разобщитель, спускаемый в скважину в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины под и над разобщителем (патент РФ №2161239, кл. Е 21 В 33/13, опубл. 2000 г. - прототип).Недостатком способа является то, что при вскрытой зоне поглощения с крайне высокой проницаемостью, называемой зоной полного ухода бурового раствора, процесс бурения становится неуправляемым из-за трудности контроля за уходом бурового раствора. Буровой раствор проникает в пласт на значительную глубину, ухудшает коллекторские свойства. В результате после окончания бурения скважина вводится в эксплуатацию с низким дебитом нефти. Ее эксплуатация затягивается на длительное время, что связано с увеличенным расходом на ее обслуживание.Задачей изобретения является повышение качества вскрытия нефтяного пласта и сохранение его коллекторских свойств.Задача решается тем, что в способе эксплуатации и проводки горизонтального ствола нефтяной скважины, включающем проводку ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора, остановку проводки, продолжение проводки и эксплуатацию скважины, при этом при остановке проводки ведут эксплуатацию скважины до достижения нерентабельности или обводнения добываемой продукции, изолируют зону полного ухода бурового раствора, спускают с помощью установки колтюбинг длинномерные гибкие трубы с забойным двигателем и эксцентричным долотом и продолжают проводку до следующей зоны полного ухода бурового раствора или проектной точки с промывкой нефтью по замкнутому циклу ее циркуляции.Признаками изобретения являются:1. проводка ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора;2. остановка проводки;3. продолжение проводки;4. эксплуатация скважины;5. при остановке проводки эксплуатация скважины до достижения нерентабильности или обводнения добываемой продукции;6. изоляция зоны полного ухода бурового раствора;7. спуск с помощью установки колтюбинг длинномерных гибких труб с забойным двигателем и эксцентричным долотом;8. продолжение проводки до следующей зоны полного ухода бурового раствора или проектной точки;9. то же, с промывкой нефтью;10. то же, по замкнутому циклу циркуляции нефти.Признаки 1 - 4 являются сходными с прототипом, признаки 5 - 9 являются существенными отличительными признаками изобретения.Сущность изобретенияПри эксплуатации и проводке горизонтального ствола скважины далеко не всегда удается обеспечить качество вскрытия и сохранить коллекторские свойства призабойной зоны скважины.Задачей изобретения является повышение качества вскрытия нефтяного пласта и сохранение его коллекторских свойств.Для этого ведут проводку горизонтального ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора и остановкой проводки. При остановке проводки ведут эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции или снижения ее дебита до величины нерентабильности. Спускают с помощью установки колтюбинг длинномерные гибкие трубы с забойным двигателем и эксцентричным долотом и продолжают проводку до следующей зоны полного ухода бурового раствора или проектной точки с промывкой нефтью по замкнутому циклу ее циркуляции.Благодаря технологической приостановке углубления (продолжения бурения) горизонтального ствола появляется возможность сохранить целостность коллекторских свойств вскрытого нефтяного пласта и эксплуатировать его с максимальным дебитом до его снижения и использовать добываемую нефть в качестве промывочной жидкости при продолжении бурения горизонтального ствола до проектной точки с использованием длинномерных гибких труб (колтюбинга) с забойным двигателем и эксцентричным долотом.Заявленный способ осуществляют следующим образом.Скважину бурят по стандартной схеме. Сначала обсаживают верхнюю часть геологического разреза, затем бурят открытый горизонтальный ствол в нефтяном пласте. После вскрытия зоны поглощения, т.е. полного ухода бурового раствора в нефтяном пласте, бурение ствола прекращают. Буровую установку снимают со скважины. Скважину сдают в эксплуатацию. После снижения дебита добываемой нефти до достижения нерентабильности или обводнения добываемой продукции изолируют зону полного ухода бурового раствора. На площадке скважины устанавливают установку с гибкими длинномерными трубами (колтюбинг). В скважину спускаются забойный двигатель с эксцентричным долотом. По гибким длинномерным трубам (колтюбинг) прокачивают рабочий агент, тем самым приводят в движение забойный двигатель и эксцентричное долото. Создают круговую циркуляцию по замкнутому (закрытому) циклу добытой нефти и производят бурение горизонтального ствола до следующей зоны полного ухода бурового раствора или до проектной точки.Примеры конкретного выполненияПример 1. Бурят скважину глубиной 1000 м до кровли продуктивного пласта и обсаживают колонной. Из нее бурят горизонтальный ствол по нефтяному пласту длиной 100 м. При этом вскрывают зону полного ухода бурового раствора. Проектная длина отхода 300 м. Дальнейшее бурение без выхода бурового раствора на поверхность нецелесообразно, т.к. это приводит к загрязнению пласта и к дорогостоящим потерям большого объема бурового раствора.Со скважины снимают буровую установку. Скважину вводят в эксплуатацию. Продолжают работу скважины с максимальным дебитом в течение 1 года до обводнения добываемой продукции. Изолируют зону полного ухода бурового раствора. На площадке скважины располагают установку колтюбинг - установку с длинномерными гибкими трубами. В скважину спускают винтовой забойный двигатель с эксцентричным долотом. Восстанавливают круговую циркуляцию с промывкой нефтью. Бурение производят по известной технологии с противодавлением на зону поглощения, равным пластовому давлению. В скважине вскрывают пласт горизонтальным стволом на всю ранее запланированную длину. Скважину переводят в эксплуатацию с увеличенным дебитом с обхватом дренированием нового участка нефтяного пласта.В результате удается повысить дебит скважины на 20%, что свидетельствует о качестве вскрытия нефтяного пласта и сохранении его коллекторских свойств.Пример 2. Выполняют как пример 1. В случае повторного обнаружения зоны полного ухода бурового раствора повторяют операции по отбору нефти и бурению с помощью установки колтюбинг.Применение предложенного способа позволит повысить качество вскрытия нефтяного пласта и сохранить его коллекторские свойства.

Формула изобретения

Способ эксплуатации и проводки горизонтального ствола нефтяной скважины, включающий проводку ствола со вскрытием зоны полного ухода бурового раствора, остановку проводки, продолжение проводки и эксплуатацию скважины, причем при остановке проводки ведут эксплуатацию скважины до достижения нерентабельности или обводнения добываемой продукции, изолируют зону полного ухода бурового раствора, спускают с помощью установки колтюбинг длинномерные гибкие трубы с забойным двигателем и эксцентричным долотом и продолжают проводку до следующей зоны полного ухода бурового раствора или проектной точки с промывкой нефтью по замкнутому циклу ее циркуляции.

www.findpatent.ru

Система - добыча - нефть

Система - добыча - нефть

Cтраница 3

В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды ( УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД-с другой.  [32]

Франция) - смесь аминов п производных аминов с длинной цепью - - для зашиты от углекислот ной, сероводородной, кислородной коррозтш а системах добычи нефти и утилизации сточных аод.  [33]

Второй вид эксплуатационных затрат представляет собой энергетические затраты, которые определяются произведением промысловой стоимости единицы электроэнергии ( киловатт-часа) на суммарный объем потребляемой электроэнергии с учетом как систем добычи нефти, так и систем воздействия на пласт.  [34]

Компрессорные станции могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС и предназначены для транспортировки нефтяного газа на ГПЗ и другим потребителям, для компримирования газа в составе сооружений по подготовке газа к транспортировке и в системе газлифт-ной добычи нефти. Поступающий на прием компрессоров газ должен быть очищен от механических примесей ( пыли, окалины, окислов железа и др.) и от капельной жидкости ( нефти, воды, углеводородного конденсата) в соответствии с требованиями, предъявляемыми ТУ на оборудование.  [35]

Сточные воды в системе добычи нефти - наиболее агрессивные среды, это обусловлено наличием остаточного газа, механических примесей, растворенных солей, кислорода, сероводорода, продуктов коррозии.  [36]

Для изучения влияния, взаимовлияния и эффективности действия индивидуальных химреагентов все их виды можно разделить на применяемые при главных операциях и вспомогательных. Вполне очевидным является то, что главными в системе добычи нефти являются процессы вытеснения нефти из пласта и ее подготовки перед сдачей потребителю. На основании такого принятого предположения, которое не является категоричным, остальные операции с применением химреагентов можно отнести к вспомогательным.  [37]

Исследования бактериальной зараженности также выполнены нами на конкретных участках при испытании средств защиты от биоповреждений. Полученные результаты подтверждают и дополняют ранее известные данные о распространенности микроорганизмов в системах добычи нефти.  [38]

Созданные современные технические средства позволяют разрабатывать нефтяные и газовые месторождения большей части континентального шельфа в пределах экономической рентабельности. В зависимости от глубины моря, отдаленности от берега и других факторов применяются либо надводные системы добычи нефти со стационарных эксплуатационных оснований, либо подводное размещение устьевого и манифольдного оборудования скважин. С учетом осложняющих факторов составлены программы расчета на ЭВМ для выбора типа системы добычи нефти.  [39]

Созданные современные технические средства позволяют разрабатывать нефтяные и газовые месторождения большей части континентального шельфа в пределах экономической рентабельности. В зависимости от глубины моря, отдаленности от берега и других факторов применяются либо надводные системы добычи нефти со стационарных эксплуатационных оснований, либо подводное размещение устьевого и манифольдного оборудования скважин. С учетом осложняющих факторов составлены программы расчета на ЭВМ для выбора типа системы добычи нефти.  [40]

После проводки скважины на нефтяной горизонт к ее забою под влиянием пластового давления устремляются нефть и газ. Пластовое давление является энергией пласта, которая продвигает нефть к забою скважины, а затем по стволу ее к поверхности ьемли. Если пластовое давление достаточное, то нефть непрерывно поступает из пласта на поверхность. Такая система добычи нефти называется фонтанной добычей нефти.  [41]

Пароперегреватель был сконструирован так, что все его соединения металл на металл были выполнены без каких-либо прокладок. Высокая температура пара была необходима для эффективной перегонки мазута при получении из него высококачественных масел. В середине восьмидесятых ( 1886) годов В.Г. Шухов предлагает систему добычи нефти, получившую впоследствии название эрлифт или воздушный подъемник.  [42]

Развитие нефтедобывающего района, помимо геолого-физических свойств представленных месторождений, определяется темпами и очередностью ввода месторождений в разработку и применяемой на них системой разработки. Следует заметить, что система разработки может в довольно широких пределах изменять темпы извлечения запасов из месторождения и экономические показатели добычи нефти. Применяемая система разработки определяет отчасти также и необходимый размер обеспеченности добычи запасами, а следовательно, и темпы их прироста. Таким образом, система разработки отдельного месторождения находится в тесной связи со всей системой добычи нефти.  [43]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru