Как правильно вести учет добываемого газа и конденсата на скважинах?

Последнее сообщение
Alfred 66 13
Окт 12

как проводить учет добываемого газа по скважине, мы делаем так: исследуем скважины 1-2 раза в год на ДИКТе и устанавливаем технологический режим (дебит ГКВМС) ежеквартально. Суточные сводки отражают добычу по техрежиму, МЭРы показывают добытое количество газа (на самом деле ГКВМС) полученное умножением дебита по техрежиму на отработанное время. Затем, берем данные по добыче газа (отсепарированного, осушенного) за месяц у производственников, основанные на показаниях коммерческих узлов учета на пунктах сдачи потребителю, и вычисляем (нормируем) количество добытого отсепарированного газа пропорционально данным производственников. Т.е. мы делаем обратный учет. Правильно ли это? Вопрос возник в связи с проверкой налоговой инспекцией, могут ли налоговики предъявить претензии (по НДПИ)? Как у вас это дело обстоит?

valer 441 9
Окт 12 #1

На сданный по КУУГ газ надо ещё накрутить потери.

Alfred 66 13
Окт 12 #2

конечно, с накрученными потерями. У вас какая схема учета по скважинам?

valer 441 9
Окт 12 #3

Скважин немного, все режимные, поэтому просто периодически меряем добычу каждой скважины через узел учёта на ГСП. Суточная добыча так-же учитывается через УУГ и КУУГ. А в остальном как у вас. С газоконденсатом сложнее. Но поскольку налоговиков интересует не поскважинный, а суммарный учёт, то всёравно схема такая-же, от оперативного к коммерческому учёту, а затем сверху потери.

Alfred 66 13
Окт 12 #4

Дело в том что налоговики проверяют нас на предмет уходя от НДПИ. Наша бухгалтерия дрожит от того что мы не можем вычислять потери как разность между суммарной добычи по скважинам, замеряемый прямым методом, и добычей по КУУГ, так было бы проще и спокойнее, Но беда, по их мнению, в том, что суммарная добыча по скважинам рассчитывается с корректировкой по КУУГ: просто вычисляется отношение (КУУГ+техпотери)/(Суммарная добыча по скважинам по техрежиму) и умножается на добычу по каждой скважине и получается скорректированная добыча по скважинам.

valer 441 9
Окт 12 #5

Если потери утверждены, КУУГ атестован, то в чём проблема? НДПИ не по скважине рассчитывается, а по месторождению.

Alfred 66 13
Окт 12 #6

Спасибо что развеяли мои сомнения. А бухгалтера зря боятся. А вообще у нас заммеряют техрежим (Pтр, Tуст) 1 раз в квартал (не ахти да?), из-за этого коэффициент пропорции (КУУГ+техпотери)/(Сумма ГКВМС по техрежиму) = 0,92..0,94. Кстати, если Вы обрабатываете результаты ГДИ вручную то какой коэффициент С для диафрагмы используете - литературный или ВНИИГаза? (Инструкция по комплексному исследованию газовых и газконденсатных пластов и скважин, 1980) и применяете ли на коэффициент адиабаты?

valer 441 9
Окт 12 #7

Исследований уже почти нет, месторождение дорабатывает последние год-два (как газовое).Всегда ГДИ занимались сервисные организации, поэтому в деталях не в курсе.

А по коэффициенту, у нас УУГ/КУУГ<1

Киньте в личку адрес, сброшу описание АРМ технолога. 

Alfred 66 13
Окт 12 #8

скинул адрес в личку

MironovEP 2082 12
Окт 12 #9

у нас все точно так же .. коэффисиент С расчитываем по формулам, зашитым в макросы:)

Иван007 864 11
Окт 12 #10

 

Для налоговой на сколько мне известно так, при ненормативных потерях то есть добыча газа + ненормативные потери с этого платится НДПИ. А нормативные потери (утверждённые) надо вычесть из это. Но при списании запасов все потери складываются.

weldsv 101 14
Окт 12 #11

Что вообще значит потери? У нас есть газ на собственные нужды и газ на факел. Ежедневно делается распределение добычи по скважинам то есть берется теоретическая добыча по данным иследования скважин делится на сумму КУУГ плюс топливный и акельный газ и потм этот коэфициент используется для распределения добычи по скважинам

 

MironovEP 2082 12
Окт 12 #12

технологические потери (норматив) ежегодно утверждаются в РТН.. серъезнаю бумажка между прочим

weldsv 101 14
Окт 12 #13

что включается в потери? Если у нас есть расходомер на входе и на всех выходах факельный топливный КУУГ, мы должны учитывать потери?

weldsv 101 14
Окт 12 #14

РД 153-39.0-111-2001 описывают подсчет потерь?

MironovEP 2082 12
Окт 12 #15

потери - они всегда есть:) на любрй УКПГ. вы это у ПТО узнайте... они такие вопросы курируют. т.е. есть разница между тем что вошло и тем что ушло в магистралку. кончено не знаю как у вас там сложилось с учетом.. ну вроде как это общепринятая практика. кстати в технологические потери входят так же норматив потерь по Газодинамичским исследованиям как ни странно... так что не все просто даже в этом документе.. РД точно не знаю какая регулирует.

weldsv 101 14
Окт 12 #16

ПТО пока нет, самому приходится все вникать, а если скажем 10% СО2 в газе со скважин он должен включатся в добычу?

Вар 391 14
Окт 12 #17

весело )) а вы хотите сказать, что коэффициент извелечния CO2 у вас 100 % ? если не секрет что за технология отделения CO2 ?

weldsv 101 14
Окт 12 #18

на входе 6% в экспортном 0.5% аминовая абсорбция. Этот СО2 необходимо включать в добычу для начислеия налогов?

 

Иван007 864 11
Окт 12 #19

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ И ОБОСНОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ

ПРИРОДНОГО ГАЗА, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА И ПОПУТНОГО (НЕФТЯНОГО)

ГАЗА ПРИ ДОБЫЧЕ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ СВЯЗАННЫХ С ПРИНЯТОЙ СХЕМОЙ

И ТЕХНОЛОГИЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

http://files.mail.ru/M63QUE

Alfred 66 13
Ноя 12 #20

Ой забыл написать, что техпотери у нас не замеряются никак, его вычисляют простым умножением добычи по КУУГ на норматив потерь, утверждаемый каждый год в Минэнерго. С точки зрения налоговой это как будет восприниматься?

Вар 391 14
Ноя 12 #21

нормально, так и надо делать

Go to top