Степень выработанности запасов нефти

3. Методы подсчёта запасов газа.

  • •1. Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.
  • •2.Формирование подземных вод осадочных бассейнов.
  • •3. Методы подсчёта запасов газа.
  • •Формула подсчета запасов растворенного газа(водонапорнвй режим)
  • •4. Формы изображения химического состава вод, правила их химического наименования. Химическая классификация вод.
  • •Химическая классификация вод Типы подземных вод в осадочных бассеинах по Зайцеву
  • •Типы вод по Сулину
  • •5. Проницаемость и пористость горных пород. Закон Дарси.
  • •Пористость.
  • •Закон Дарси
  • •6.Структурно-картированное бурение (цели, задачи, технология).
  • •7.Компонентный состав свободных и попутных газов.
  • •8.Сибирская Платформа. Основные Черты Геологического Строения и Перспективы Нефтегазоносности.
  • •Границы платформы
  • •В строении платформы выделяются:
  • •Выделяются следующие тектонические провинции:
  • •9. Методика построения структурных карт.
  • •10. Гидрогеологические критерии нефтегазоносности
  • •Главнейших гидрогеологические показатели:
  • •11. Сейсморазведка. Основные методы и их физическая сущность.
  • •Основные методы
  • •1. Метод отраженных волн
  • •2. Метод преломленных волн
  • •12. Построение профильных геологических разрезов глубокозалегающих пластов по скважинам.
  • •3 Метода исследования разреза по скважине:
  • •13. Зоны нефтегазонакопления и нефтегазообразования. Критерии их выделения. Примеры таких зон.
  • •Структурный тип зон нефтегазоскоплений:
  • •14. Наиболее распространённые осадочные породы, их происхождение, ёмкостно-фильтрационные свойства.
  • •15. Природоохранные мероприятия при геолого-разведочных работах на нефть и газ.
  • •1) Мероприятия по охране природной среды на поисково-разведочной стадии:
  • •2) Природоохранные мероприятия при строительстве и эксплуатации скважин
  • •16. Этапы и стадии поисково-разведочного процесса. Их характеристика.
  • •Характеристика стадий Региональный этап
  • •Поисковый этап
  • •Разведочный этап
  • •17. Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.
  • •18. Битумы и битумоиды. Их состав, генезис и принципиальные различия.
  • •19. Элементный и компонентный состав нефти. Элементный состав нефти
  • •Компонентный состав нефти
  • •20. Методы испытания скважин.
  • •21. Геологическая документация при разведке нефтяных и газовых месторождений c использованием буровых работ.
  • •22. Шкала катагенеза органического вещества осадочных пород.
  • •23. Виды режимов пластов. Условия проявления различных режимов. Особенности режимов газовых пластов.
  • •24. Гравиразведка. Методика исследований при поисках нефти и газа.
  • •25. Углеводородный состав нефти.
  • •26. Структурно-тектонические месторождения платформ. Принципы систематики. Характерные типы залежи.
  • •2. Месторождения, связанные с эрозионными и рифовыми массивами
  • •3. Месторождения, связанные с гомоклиналями
  • •4. Месторождения, связанные с синклинальными прогибами
  • •27. Методика и стадийность геохимических поисков нефтегазовых месторождений.
  • •1) Газовый
  • •28. Горючие полезные ископаемые. Основные группы, представления об условиях образования.
  • •30. Пробная эксплуатация нефтяных и газовых залежей.
  • •Методы воздействия на пласт.
  • •31. Принципы классификации и типы нгб.
  • •Бассеины на стыке складчатых областей и платформ
  • •32. Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской нгп. Её роль в нефтегазовом потенциале России.
  • •33. Принципы классификации месторождений нефти и газа.
  • •Современная классификация месторождений по Токаревой
  • •Альтернативные классификации месторождений
  • •34. Виды геофизических исследования в скважинах.
  • •Краткий перечень методов каротажа. Электрический каротаж:
  • •Радиоактивные методы:
  • •1) Газовый
  • •36. Основные нефтегазоносные комплексы и горизонты Восточной Сибири.
  • •37. Характеристика зон внк, гвк, гнк. Методы нахождения их поверхностей.Теоретическое обоснование геохимических методов поисков нефти и газа.
  • •Теоретическое обоснование геохимических методов поисков нефти и газа.
  • •38. Обзор основных нефтегазоносных бассейнов Северной Америки.
  • •39. Гидрогеологический цикл и его этапы. Роль этапов в формировании залежей нефти и газа.
  • •40. Подготовка скважин к опробованию и его производство.
  • •41. Обзор ведущих нефтегазоносных бассейнов Европы.
  • •1) Среднеевропейской и Восточно-Европейской древних платформ
  • •2) Западно-Европейской молодой платформы:
  • •3) Предгорных прогибов альпийских горноскладчатых сооружений Южной Европы;
  • •4) Межгорных впадин альпийской складчатости Южной Европы и Средиземноморья
  • •42. Электроразведка. Физическая сущность и основные методы. Возможности применения метода.
  • •Электрокаротаж (скважинная электроразведка)
  • •43. Основные обстановки осадконакопления. Условия накопления и сохранения органического вещества.
  • •3. Нивальный (ледниковый. Образуются Морены в результате схода ледников.
  • •4. Вулканогенно-осадочный
  • •44. Типы нгб, особенности их строения и характеристика условий генерации нефти и газа, аккумуляция и сохранность залежей.
  • •Бассеины на стыке складчатых областей и платформ
  • •Формирование проходит в несколько стадий:
  • •Условия сохранения:
  • •45. Радиометрия. Сущность метода и основные модификации. Принцип устройства аппаратуры и круг решаемых задач.
  • •Радиоактивные методы и что замеряют:
  • •46. Вертикальная зональность нефтегазообразования.
  • •47. Принцип районирования и выделения нефтегазоносных территорий.
  • •48. Природные горючие газы. Формы их нахождения (свободные, попутные, водорастворённые, рассеяные, газогидраты) и разнообразие их состава.
  • •49. Схема дифференциального улавливания ув при латеральной миграции.
  • •50. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа. Ресурсы
  • •Дополнение
  • •51. Обзор ведущих нефтегазоносных бассейнов Азии.
  • •-Нгб Центральной и Восточной Азии
  • •- Нгб Индостанской платформы
  • •52. Причины и признаки разрушения залежей нефти и газа.
  • •Факторы разрушения залежей нефти и газа.
  • •53.Литолого-стратиграфические залежи нефти и газа. Условия их возникновения и морфологическое разнообразие.
  • •Дополнительная классификация
  • •55. Виды и формы миграции углеводородов (стадийность, фазовое состояние ув и характер миграции).
  • •Факторы миграции
  • •56. Поглощения промывочной жидкости. Причины их возникновения и способы борьбы с ними.
  • •Причины возникновения поглощений:
  • •Методы борьбы с поглощениями (по б.Б. Кудряшову и а.М. Яковлеву)
  • •57. Нефтегазоносные бассейны рифтовых систем.
  • •58. Буровые установки и сооружения. Классификация буровых установок.
  • •Классификация буровых установок
  • •Формирование проходит в несколько стадий:
  • •Условия сохранения:
  • •Разрушение залежи:
  • •61. Каустобиолиты. Принципы классификации.
  • •Дополнение
  • •62. Оценка экологического риска и степени техногенного воздействия на окружающую природную среду при разработке нефтегазовых месторождений.
  • •1.Мероприятия при эксплуатации скважины
  • •64. Структурные залежи. Их классификация (по а. Н. Бакирову).
  • •Структурный класс
  • •1. Антиклинальная группа
  • •2. Моноклинальная группа
  • •65. Общие сведения о скважине. Конструкция скважины.
  • •Основные элементы скважины:
  • •Категории скважин на нефть и газ:
  • •66. Роль нефтегазоносности стран Персидского залива в мировой экономики.
  • •67. Пробная эксплуатация нефтяных и газовых залежей. Методы воздействия на пласт.
  • •68. Современное состояние и развитие нефтегазового комплекса
  • •69. Инновационная деятельность предприятия в нефтегазовом производстве. Оценка эффективности инновационной деятельности.
  • •70. Цены на нефть, состав, виды и функции цен. Опек и его влияние на цену нефти.
  • •Опек и его влияние цену на нефть.

>
Коэффициенты при расчете НДПИ: какие применять?

Источник: журнал «Главбух»

Кд: порядок применения коэффициента

Коэффициент Кд характеризует степень сложности добычи нефти. Правила определения и применения указанного коэффициента предусмотрены статьей 342.2. НК РФ.

Подпункт 9 пункта 2 статьи 342 НК РФ предусматривает обязанность налогоплательщика ставку налога на добычу полезных ископаемых при добыче нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной умножать, в том числе, на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти Кд.

При этом указанный коэффициент применяется с налогового периода, следующего за тем, в котором запасы нефти по конкретной залежи углеводородного сырья поставлены на государственный баланс запасов полезных (подп. 2 п. 2 ст. 342.2 НК РФ).

Значения, которые может принимать коэффициент Кд

В соответствии с пунктом 1 статьи 342.2 НК РФ коэффициент Кд может принимать значения от 0 до 1.

Для применения указанного коэффициента необходимо одновременное соблюдение требований, установленных пунктом 6 статьи 342.2 НК РФ, а именно:

  • нефть добывается из скважин, работающих в соответствии с проектной документацией, согласованной в установленном порядке, исключительно на залежах углеводородного сырья,
  • учет нефти, добываемой из залежей углеводородного сырья, осуществляется с учетом требований, установленных пунктом 9 статьи 339 НК РФ;
  • нефть добывается из залежей углеводородного сырья, запасы которых учтены в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном по состоянию на 1 января 2012 года, и степень выработанности которых в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2012 года составляет менее 3 процентов либо запасы нефти по которым поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых после 1 января 2012 года.

Если эти условия не соблюдаются, коэффициент Кд принимается равным 1.

Периоды применения коэффициента Кд

Коэффициент Кд применяется до истечения:

  • 180 налоговых периодов, начинающихся с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1 процент (в отношении коэффициента, установленного подп. 1, 4 п. 1 ст. 346.2 НК РФ);
  • 120 налоговых периодов – в отношении коэффициента, установленного подпунктами 2, 3 пункта 1 статьи 342.2 НК РФ.

Отметим, что степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья для применения коэффициента Кд определяется на основании государственного баланса полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующему налоговому периоду.

Особенности применения коэффициента Кз

Особенности применения коэффициента Кз рассмотрены ФНС России в письме от 10.07.14 № ГД-4-3/13413.

Так, чиновники напоминают, что определение начальных извлекаемых запасов нефти и степени выработанности конкретного участка недр в целях применения коэффициента, характеризующего величину запасов конкретного участка недр – это коэффициент Кз (п. 5 ст. 342 НК РФ).

Запасы нефти и степень выработанности конкретного участка недр определяется в целом по всему участку, на который выдана лицензия.

На практике может сложиться следующая ситуация: в течение календарного года на таком участке будут выделены отдельные участки недр, на право пользования которыми получены лицензии.

В этом случае начальные извлекаемые остатки и степень выработанности запасов каждого участка в целях применения коэффициента Кз определяется налогоплательщиком самостоятельно на основании заключения государственной экспертизы запасов нефти в отношении каждого участка недр с даты начала пользования лицензией.

Чиновники также обращают внимание, что после утверждения государственного баланса запасов полезных ископаемых начальные извлекаемые запасы нефти уточняются по правилам, установленным пунктом 5 статьи 342 НК РФ.

Применение коэффициента Кв при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья

Далее специалисты Минфина России рассматривают вопрос применения коэффициента Кв на примере залежей углеводородного сырья, отнесенной к продуктивным отложениям тюменской свиты.

Определить значение данного коэффициента важно, поскольку это напрямую влияет на то, каким будет показатель Кд при расчете суммы НДПИ.

Так, при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к продуктивным отложениям тюменской свиты, коэффициент Кд принимается равным 0,8 (подп. 4 п. 1 ст. 342.2 НК РФ).

Напомним также, что для правомерности применения указанного коэффициента необходимо одновременное выполнение условий, предусмотренных пунктом 6 статьи 342.2 НК РФ.

При несоблюдении данных условий, коэффициент Кд принимается равным 1.

Значение коэффициента Кв

Рассмотрим, каким образом значение коэффициента Кд=0,8 влияет на определение Кд.

Так, в соответствии с пунктом 4 статьи 342 НК РФ, в случае если значение Кд составляет менее 1, коэффициент Кв для участка недр, содержащего в себе указанную залежь (залежи) углеводородного сырья, принимается равным 1.

Таким образом, в ситуации, рассматриваемой в письме Минфина России, участок недр не содержит залежей углеводородного сырья, значение коэффициента Кд=0,8 (то есть менее 1), следовательно для данного участка недр применяется значение коэффициента Кв равное 1.

Выводы

При расчете НДПИ налогоплательщики должны применять следующие коэффициенты: Кд, Кз и Кв.

В целях расчета налога на добычу полезных ископаемых коэффициент Кд применяется только с налогового периода, следующего за тем, в котором запасы нефти по конкретной залежи углеводородного сырья поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых.

Если в течение календарного года на участке будут выделены отдельные участки недр, на право пользования которыми будут получены лицензии, то начальные извлекаемые остатки и степень выработанности запасов каждого участка в целях применения коэффициента Кз определяется налогоплательщиком самостоятельно на основании заключения государственной экспертизы запасов нефти в отношении каждого участка недр с даты начала пользования лицензией.

После утверждения государственного баланса запасов полезных ископаемых начальные извлекаемые запасы нефти уточняются.

Если участок недр не содержит залежей углеводородного сырья, значение коэффициента Кд для которого менее 1, то для такого участка недр коэффициент Кв определяется в порядке, установленном пунктом 4 статьи 342 НК РФ и принимается равным 1.

Елена Цырульник,

старший консультант ГК «ВнешЭкономАудит»

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *