государственный центр испытаний средств измерений -- метрологический центр энергоресурсов
   
  Об организации
  Работы
  Технологии
  Вопросы-ответы
  Наши новинки
  Контакт




 

Методология определения количества добытого полезного ископаемого

Скачать полный текст статьи

В соответствие с требованиями Федерального закона от 21.02.1992 № 2395-1 "О недрах" с момента государственной регистрации лицензии у пользователя недр появляется обязанность по представлению достоверных данных об извлекаемых из недр запасах полезных ископаемых и содержащихся в них компонентах, в органы государственной статистики. Достоверность - одно из основных требований по рациональному использованию и охране недр, закреплёно законодательно и в других нормативно-правовых документах по охране недр, налогообложению, обеспечению единства измерений и техническому регулированию.

Налоговое законодательство вводит понятия методов определения количества добытого полезного ископаемого и объектов налогообложения, сфера государственного регулирования обеспечения единства измерений определяет налоговые, таможенные и государственные учётные операции, а техническое регулирование предлагает для рационального использования недр использовать принципы и цели стандартизации (Федеральный закон от 27.12. 2002 № 184-ФЗ "О техническом регулировании". Гл.3, ст. 11).

В соответствии с п. 1 ст. 339 НК РФ определение количества добытого полезного ископаемого производится прямым (посредством измерительных средств и устройств) или косвенным (по доле содержания полезного ископаемого) методом.

Метод определения количества определяется технологическим циклом добычи полезного ископаемого и должен быть отражен в приказе организации об учетной политике в целях налогообложения и может быть изменен только в случае изменения технологии добычи. При этом количество нефти обессоленной, обезвоженной и стабилизированной определяется как количество нефти нетто.

В соответствии с пунктом 7 данной статьи НК РФ при определении количества добытого полезного ископаемого учитываются все операции по добыче полезного ископаемого, предусмотренные проектом разработки месторождения, а пунктом 8 указанной статьи установлено, что при использовании на собственные нужды или реализации полезного ископаемого до окончания операций по добыче, предусмотренных проектом разработки месторождения, его количество определяется по доле содержания в минеральном сырье.

Таким образом, в случае реализации или использовании полезного ископаемого на собственные нужды, количество полезного ископаемого определяется косвенным методом, а при завершении технологических операций по добыче, предусмотренных проектом разработки месторождения, количество полезного ископаемого определяется прямым методом.

Как установлено пунктом 3 указанной статьи НК РФ, при прямом методе количество полезного ископаемого определяется с учетом потерь полезного ископаемого, которые определяются как разница между расчетным количеством полезного ископаемого и количеством фактически добытого полезного ископаемого.

При этом расчетным количеством полезного ископаемого является количество полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы полезного ископаемого в недрах и которое определяется при извлечении минерального сырья из недр в соответствии с порядком, устанавливаемым законодательством о недрах.

Под количеством фактически добытого полезного ископаемого понимается количество полезного ископаемого, извлеченного из минерального сырья, после завершения технологического цикла по добыче и соответствующего стандарту, предусмотренному пунктом 1 статьи 337 НК РФ.

Соответственно, определение величины фактических потерь при добыче не может проводиться от количества фактически добытого полезного ископаемого без определения расчетного количества полезного ископаемого, на которое уменьшаются запасы.

Анализ нормативных документов в рассматриваемых областях государственного регулирования позволил сформировать минимально-необходимый перечень обязательных показателей, периодичность их измерений и учёта, а также цель определения данных показателей, как показано в таблице 1.

Показатель Требования Цель
1. Дебит по нефти Измерения - периодические
Учёт - ежесуточный
Оперативный учёт
2. Масса извлечённой нефти Измерения - периодические
Учёт - ежесуточный
Оперативный учёт
3. Расчётное количество нефти, на которое уменьшаются запасы Измерения - периодические
Учёт – ежемесячный, ежегодный
Налоговый учёт
Статистический учёт запасов
4. Фактически добытая нефть Измерения - непрерывные
Учёт - ежемесячный
Налоговый учёт
5. Фактические потери при добыче Измерения – в соответствие с п.3 и п.4
Учёт - ежемесячный
Налоговый учёт
6. Добытая нефть Измерения – в соответствие с п.4 и п.5 для прямого метода или п.3 для косвенного метода
Учёт - ежемесячный
Налоговый учёт

Несмотря на постоянное совершенствование требований в данных сферах законодательной деятельности, методические основы обеспечения достоверности учёта добытых полезных ископаемых и, в частности углеводородного сырья, перекочевали с тех времён, когда недропользователь и налогоплательщик были в одном лице - государство, а граница эксплуатационной и балансовой ответственности нефтегазодобывающего предприятия совпадала с окончанием полного технологического цикла подготовки углеводородного сырья. Соответственно, разрабатываемые в целях дальнейшего совершенствования учёта и измерений национальные стандарты и сегодня не всегда отражают правильно требования законодательства и, тем самым, вводят в заблуждение налогоплательщика.

Так, например, изменение № 1 к ГОСТ Р 8.615-2005 (п.5.4) определяет, что результаты измерений массы сырой нефти, выполненных методами прямых и косвенных измерений в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками выполнения измерений, являются основанием для прямого учета на конкретном участке недр. Если считать, что понятие "прямой учёт" в налоговом законодательстве не применяется, а подразумевается прямой метод определения количества добытого полезного ископаемого, то результаты измерений в соответствие с п.5.4, не могут являться "основанием" для данного метода, поскольку измерению подлежит нефть, доведенная до требований стандарта по завершении полного цикла подготовки. Как указывалось ранее, такой подход возможен только в случае реализации и(или) использования сырой нефти до завершения подготовки (При реализации и (или) использовании минерального сырья до завершения комплекса технологических операций, предусмотренных техническим проектом разработки месторождения полезных ископаемых, количество добытого в налоговом периоде полезного ископаемого определяется как количество полезного ископаемого, содержащегося в указанном минеральном сырье, реализованном и (или) использованном на собственные нужды в данном налоговом периоде.(НК РФ, гл.26, статья 339,п.8)).

Первая "попытка" решить методически и обосновать достоверность получаемых решений в соответствие с требованиями законодательства о недропользовании и налогообложении была сделана ЗАО "МЦЭ" (ныне ООО КИП "МЦЭ") в 2004 году. В соответствие с Письмом Минэнерго России "О необходимости обновления нормативной базы для нефтяной промышленности" (исх.№ ИМ-1728 от 19.03.2003 г) был разработан проект Инструкции по учёту нефти взамен РД 39-30-627-81, в одном из приложений к которой была приведена методика для определения расчётного количества нефти, извлечённой из недр. Данная методика определяла порядок определения поправки, для внесения в результаты измерений массы нефти по скважинам за отчётный период, с целью получения достоверной информации о количестве добытой нефти. Инструкция получила положительные отзывы в Министерстве по налогам и сборам, Федеральном агентстве энергетики, Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии, в институтах Министерства природных ресурсов, а также в нефтяных компаниях: "ЛУКОЙЛ", "Сургутнефтегаз", "ЮКОС", "Сибнефть", "Роснефть". Но, несмотря на положительные решения и отзывы, данный проект документа не был принят.

Таким образом, перешедшие по наследству от РД 39-30-627-81 методические подходы к определению показателей добычи в целом, сегодня не только не отражают экономического взгляда на недропользование, но и не дают объективной и достоверной оценки количественных и качественных показателей извлекаемых ресурсов. В большинстве нефтяных компаний, занимающихся добычей углеводородного сырья, включая государственные, корпоративными требованиями установлены методики, которые приводят к существенным экономическим и налоговым рискам, как непосредственных пользователей недр, так и собственников, включая государство.

Основными недостатками таких методик являются:
- не в полном объёме используется имеющаяся исходная измерительная информация, что приводит к необходимости обратного пересчёта показателей добычи от реализации;
- метрологические характеристики средств измерений или методов измерений участвуют в методиках не для оценки вероятностных характеристик показателей, а для долевого деления в целях раздельного учёта, что противоречит метрологическим нормам обеспечения единства измерений;
- не анализируется и не формализуется область допустимых значений показателей добычи по лицензионным участкам и в целом по предприятию, соответственно не накладываются ограничения на результаты, получаемые по методикам;
- в разрез требованиям налогового законодательства методики стремятся определить добытое полезное ископаемое ежесуточно, несмотря на отсутствие необходимых измерений, и установленного налогового (отчётного) периода - календарный месяц;
- не даётся количественная оценка достоверности полученных значений показателей добычи.

Следствием применения подобных методик в добывающих компаниях и на предприятиях является ограничение форм государственного и корпоративного регулирования обеспечения единства измерений, снижение статуса метрологических служб и специалистов по метрологии, искажение метрологических норм при создании программно-вычислительных комплексов и автоматизации процессов измерений и учёта.

Наиболее распространённые методики для разветвлённых технологических сетей систем сбора и подготовки добывающих предприятий основаны на математических алгоритмах пропорционального распределения дисбаланса последовательно от реализованной продукции до скважин. Например, ряд предприятий количество нефти добытой массы нетто с поправкой по i-й скважине, определяют по формуле:

В этом случае, существенными недостатками такого подхода являются:
- отсутствие научно-методической основы определения, как "поправки" (Поправка - значение величины, вводимое в неисправленный результат измерения с целью исключения составляющих систематической погрешности (РМГ 29-99, п.9.17)), то есть, обнаруженной и оцененной систематической составляющей погрешности применяемого метода и систематического влияния факторов, обусловленных принятой технологией добычи;
- отсутствие количественной оценки достоверности получаемого результата;
- отсутствие возможности исследования величины расхождения и установления причин и закономерностей данного расхождения;
- невозможность идентифицировать данный алгоритм как "модель измерений" или как "метод обработки результатов измерений" в соответствие с классическими представлениями о метрологии как науке.

Следующим "примером" применяемых методик может служить алгоритм определения количества нефти, извлечённой из недр по каждому лицензионному участку (месторождению) за отчётный период Мл(i) с применением "паркового коэффициента":



где: Моn(i) - оперативный учет суточной массы добытой нефти по i-ому лицензионному участку (месторождению);
Кd - ежесуточный поправочный коэффициент дисбаланса между оперативной добычей нефти определенной по скважинам и фактической добычей нефти определенной в пункте подготовки нефти и других объектах, на которые поступает нефть с данных скважин;
Д - количество суток в отчетном периоде.
Данный алгоритм делает независимым результат Мл(i) от истинного значения массы нефти, извлечённой из недр по каждому лицензионному участку, что было выявлено в ходе исследований и статистической обработки измерительной информации и полученных учётных данных по данной методике в ряде предприятий. Более того, ежесуточный поправочный коэффициент Кd не может быть использован как "поправочный множитель" (Поправочный множитель - числовой коэффициент, на который умножают неисправленный результат измерения с целью исключения влияния систематической погрешности. (РМГ29-99, п.9.18)) для исправления результата измерений с целью исключения систематической погрешности. Недостатки аналогичны предыдущему алгоритму.

Проведенный ООО КИП "МЦЭ" за последние годы анализ основ обеспечения единства измерений в ТЭК, метрологического обеспечения технологических этапов добычи и подготовки углеводородного сырья, научно-методического материала, связанного с обработкой результатов измерений и повышения точности, возможных способов устранения ошибок и промахов при выполнении измерений позволил формализовать следующие требования к концепции методики определения количества добытого полезного ископаемого:

  1. Методика должна включать модель измерений, разработанную на базе известных или стандартизованных методов измерений и методов обработки результатов измерений.
  2. Исходными данными для проведения расчётов в соответствие с выбранной моделью измерений должны быть результаты измерений групп показателей, в соответствие с моделью измерений.
  3. В методике должны быть определены способы управления исходными данными для выявления грубых ошибок и промахов, в результате проводимых измерений.
  4. Оценка достоверности должна проводиться на основе обработки статистических данных, в соответствие с выборкой за отчётный период.
  5. Налагаемые на область допустимых решений ограничения и сам алгоритм решения задачи должны обеспечивать однозначную интерпретацию результата, получаемого по методике.
  6. Результат, получаемый по методике должен иметь количественную оценку его достоверности.
  7. Методика не должна противоречить действующему законодательству.

В результате проведенных исследований существующих технологий проведения измерений на скважинах при добыче нефти и попутного газа установлено, что истинное значение количества извлекаемого из недр углеводородного сырья (массы нефти) можно представить в следующем виде:



Скачать полный текст статьи