Психология чувств 

Бездействующий фонд скважин. Фонд скважин различного назначения. Мониторинг определит судьбу бездействующих скважин

Лекция 17 КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

Тема 6.2. Организация контроля за исполнением документов. Система АСКИД (автоматизированный контроль исполнения документов).

Раздел 6. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ С ДОКУМЕНТАМИ

Контроль исполнения документов по ГОСТ Р 51141-98 определяется как совокупность действий, обеспечивающих своевременное исполнение документов. Функция контроля - одна из важнейших управленческих функций, в контроле выделяются два аспекта: контроль, включающий анализ существа и полноты исполнения решений, и контроль за сроками исполнения .

Контроль по существу решения вопроса, т.е. фактически контроль за качеством исполнения, - одна из должностных обязанностей руководителей всех уровней, начиная от руководителя любого структурного подразделения и кончая руководителем организации.

При большом объеме документооборота такой контроль также могут осуществлять специально уполномоченные лица или специальное контрольное подразделение, например инспекция при руководителе.

Такой контроль может осуществлять и вышестоящая организация путем проведения ревизий, проверок, анализом представленных отчетов, справок, однако такой контроль не всегда проводится систематически и планомерно.

Контроль за сроками , как правило, осуществляют работники службы ДОУ или при небольшом объеме документооборота эту работу выполняет секретарь или специально назначенный работник.

Целью контроля является содействие своевременному и качественному исполнению документов, получению информации, которая поможет оценить качество работы структурных подразделений, их руководителей и конкретных исполнителей. Оценка качества работы управленческих работников включает в себя много факторов, и показатель, характеризующий исполнительскую дисциплину, - один из важнейших.

Все документы, требующие исполнения, должны быть поставлены на контроль. Однако не всегда это реально осуществить технически и, кроме того, в силу сложившейся практики на контроль ставятся документы, содержащие наиболее важную для деятельности конкретной организации информацию.

Учитывая данный фактор, в каждой организации разрабатывается перечень документов, подлежащих контролю исполнения с указанием сроков исполнения. Данный перечень является, как правило, приложением к инструкции по ведению делопроизводства. Иногда он издается в виде самостоятельного документа.

Сроки исполнения большинства управленческих документов регламентируются действующим законодательством (поэтому они называются типовыми сроками исполнения) - указами Президента, постановлениями правительства, законами РФ. Значительное количество типовых сроков установлено в ведомственных подзаконных актах, например:

о предоставлении статистической отчетности, о сроках подачи апелляций на решение судебных инстанций и др. Типовой срок исполнения таких распространенных видов документов, как служебное письмо, телеграмма, установлен ГСДОУ. Если в организации есть специфические виды документов, для которых не установлены типовые сроки упомянутыми выше документами, то организация устанавливает для таких документов сроки исполнения и включает их в перечень, после утверждения которого они становятся типовыми.

Индивидуальный срок исполнения документа - это срок исполнения, установленный резолюцией руководства.

Срок исполнения входящих документов должен исчисляться с момента поступления документа в организацию (реквизит 9). Однако с момента фиксации факта поступления до проставления резолюции руководителя, определяющей исполнителей, характер исполнения и сроки, иногда проходит несколько дней, поэтому в некоторых организациях срок исполнения документа исчисляют от даты резолюции.

Сроки исполнения внутренних документов исчисляют, как правило, с момента доведения их до исполнителей.

Срок исполнения может корректироваться только руководителем автором резолюции, но не сотрудниками, осуществляющими контроль за сроками исполнения. Фактически руководитель, рассматривающий документ, и определяет: подлежит ли данный документ контролю за исполнением. На левом поле контрольного документа на уровне заголовка предусмотрено проставление реквизита 17 «Отметка о контроле» в виде буквы «К» или слова «контроль». Эту отметку могут проставить и работники службы ДОУ перед отправкой к исполнителю, исходя из резолюции руководителя или текста документа (приказа, указания, распоряжения и др.).

Контроль исполнения всегда строится на базе регистрационных данных: регистрационных карточек или автоматизированных данных. Введение специальных форм контрольных карточек не рекомендуется.

Форма контроля выбирается в зависимости от объема документооборота, принятой системы регистрации, возможностей организации.

Проверка хода исполнения в соответствии с ГСДОУ должна проводиться:

по заданиям последующих лет - не реже одного раза в год;

по заданиям следующих месяцев текущего года - не реже одного раза в месяц;

по заданиям текущего месяца - каждые 10 дней и за 5 дней до истечения срока.

Если задание должно быть исполнено в срок от 2 до 10 дней, проверка хода исполнения осуществляется чаще, как правило, раз в 2 дня.

Снять документ (задание) с контроля согласно ГСДОУ может либо руководитель, поставивший его на контроль, либо ответственный исполнитель после выполнения задания, сообщения результатов исполнения заинтересованным лицам или организациям. Подписывая ответный документ или справку об исполнении контрольного задания, руководитель, который определял это задание, подтверждает, что он провел контроль за исполнением документа по существу и что исполнение проведено качественно.

Однако в практике случаются ситуации, когда контрольная служба устанавливает, что содержание, форма и процедура исполнения не соответствовали заданию. Это часто бывает при смене руководителей, определявших задание, смене исполнителей. В этом случае контрольная служба имеет право вернуть документ исполнителю, считая его неисполненным.

Для снятия документа с контроля исполнитель обязан предоставить в контрольную службу следующие документы:

1. Контрольный документ с проставленным в левом нижнем углу реквизитом 28 «Отметка об исполнении документа и направлении его и дело». В данную отметку согласно ГОСТ Р 6.30-2003 включают следующие данные:

слова «В дело», номер дела, в котором будет храниться документ.

Отметка об исполнении и направлении его в дело должна быть подписана и датирована исполнителем документа или руководителем структурного подразделения, в котором исполнен документ.

2. Ответный документ или любое другое документированное подтверждение исполнения (справка об исполнении, например). Эти документы должны быть подписаны тем руководителем, который давал задание. Они также до предъявления контрольной службе должны быть зарегистрированы на участке регистрации, т. е. иметь регистрационный номер и дату

В случае применения автоматизированного контроля исполнения документов, который наиболее рационален сегодня, цели, последовательность контрольных операций, нормативные документы, регламентирующие эту работу, естественно, остаются прежними. С применением компьютеров возрастают скорость работы контрольной службы и объемы контролируемых массивов. Для внедрения автоматизированного контроля исполнения необходимы наличие автоматизированной системы регистрации, применение единых регистрационно-контрольных карточек (РКК), разработка внутренних классификаторов (структурных подразделений, исполнителей, корреспондентов и др.). Автоматизированный контроль, как указано в Типовой инструкции по делопроизводству в министерствах и ведомствах Российской Федерации, строится на базе данных автоматизированной регистрации и обеспечивает оперативное информирование о состоянии Исполнения всех видов документов, поручений и изданий, а также предварительный контроль сроков подготовки и исполнения документов, анализ исполнительской дисциплины.

Контрольные действия осуществляются в контрольной службе, местах регистрации документов с использованием автоматизированных рабочих мест или автоматизированных пунктов обработки информации. Напоминание исполнителям о сроках исполнения, сводки состояния исполнения, сведения о переносе сроков, завершение исполнения выводятся на экран дисплея.

ПАРАМЕТРЫ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ СИСТЕМУ РАЗРАБОТКИ

Данное на предыдущей лекции определение системы разработки нефтяного месторождения - общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам :

1. наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2. расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Фонд скважин - общее число нагнетательных и добывающих скважин , предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта , его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр. Можно указать четыре основных параметра, характеризующие ту или иную систему разработки.

1.Параметр плотности сетки скважин - площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то Размерность - м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2.Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова - отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин. Размерность параметра - т/скв.

3. Параметр - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.

4. Параметр - отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат каналами для подъема УВ и попутных компонентов из недр, для получения информации о залежах, для управления процессами дренирования пластов.

Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам - по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуатацию и т.д .

Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, как характеристика фонда скважин .

По своему назначению скважины подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные, вспомогательные,

1.Добывающие скважины по большинству объектов составляют основную часть фонда скважин. Они предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

2.Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предше­ствует инициирование горения в призабойной зоне пласта.

3.Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы - оценочные и контрольные скважины.

3.1Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности.

3.2Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины.

Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе , непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины сначала располагали за контуром нефтеносности , по данным о поведении пластового давления в них судят об активности законтурной области и ее связи с залежью. Позднее в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, расположенные в пределах залежи, остановленные для наблюдения за изменением пластового давления.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов - за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасьпценности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с непер­форированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефтегазоводонасыщенности пластов,

Для изучения процессов, протекающих в пластах, радиоактивными методами ГИС наряду со специальными скважинами широко используют контрольно-эксплуатационные скважины . Возможности включения эксплуатационных скважин в сеть специальных особенно широки при разработке многопластовых месторождений. Для использования в качестве контрольно-эксплуатационных выбирают скважины - добывающие и нагнетательные, в которых перфорирована только часть продуктивных пластов разреза. При этом каждая скважина выполняет роль контрольной для неперфорированных пластов и добывающей или нагнетательной - для перфорированных. При разработке газовых месторождений к контрольно-эксплуатационным относят также скважины, в ко­торых периоды эксплуатации чередуют с продолжительными остановками для проведения по разрабатываемому объекту исследований, необходимых для наблюдательных скважин.

Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, а частично - из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. Так, в число пьезометрических переводят разведочные скважины, оказавшиеся за пределами залежи, а также добывающие скважины, обводнившиеся в результате вытеснения из пласта нефти или газа водой. Оценочные скважины и значительную часть наблюдательных бурят специально. Возможен и перевод специальных скважин из одной подгруппы в другую. Например, после фиксации нейтронными методами факта полного обводнения пластов в наблюдательной скважине в последней с целью проверки полученных результатов производят перфорацию исследуемых пластов и испытание их на приток. После подтверждения данных об обводненности пластов скважину можно использовать в качестве пьезометрической.

4.К числу вспомогательных скважин на месторождении относят водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные - это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разра­ботке месторождения. Поглощающие (сбросовые ) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.

В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп.

По времени ввода в эксплуатацию выделяют две категории скважин эксплуатационного фонда - старые и новые . Выделение этих категорий используется при составлении отчетности по добыче нефти (газа) и при оценке добычи и объемов бурения на предстоящий год и на более продолжительные периоды.К категории старых относят скважины , которые впервые были введены в эксплуатацию на нефть (газ) в предыдущие годы, т.е. до 1 января отчетного года, в том числе:

скважины, перешедшие с прошлого года, т.е. те старые скважины, которые на 1 января отчетного года находились в действующем фонде;

скважины, восстановленные из бездействия, т.е. старые скважины, которые в прошлые годы давали нефть (газ), но были остановлены до 1 декабря предыдущего года и на 1 ян­варя текущего года числились в бездействии или вообще были исключены из эксплуатационного фонда и числились в других группах скважин.

К категории новых относят скважины , которые в отчетном году впервые введены в эксплуатацию на нефть (газ) из бурения или из освоения после бурения прошлых лет, а также скважины, переведенные из других групп, если они ранее не эксплуатировались на нефть (газ).

В течение отчетного года скважину из одной категории в другую не переводят, хотя в течение года она может побывать в разных группах эксплуатационного фонда или перейти из него в другие группы скважин.

Статья 99 «Правил Охраны недр. Скважины, бурящиеся на месторождениях нефти и газа для реализации проектных решений по разработке месторождения, относятся к категории эксплуатационных и включают добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические) и специальные (водозаборные, поглощающие и другие скважины).

Скважины, бурящиеся на месторождениях для уточнения запасов нефти и газа и сбора необходимых для проектирования разработки исходных данных, относятся к категории разведочных.

Выбор конструкции, оборудования, количество, размещение, очередность бурения, порядок ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации, пробной эксплуатации, назначение скважин всех категорий, перевод их из одной категории в другую, объем проводимых в скважинах исследований, а также иные параметры, способы и режимы определяются проектной документацией

Пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин. Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.

Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении.

К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

К бездействующему фонду относятся скважины , не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года.

В целях предотвращения разбалансирования реализуемой системы разработки не допускается остановка и вывод в бездействующий фонд скважин по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией. Бездействующий фонд скважин может составлять не более 10% от эксплуатационного фонда.

К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся скважины, завершенные строительством и не давшие продукцию (не находившиеся под закачкой). В фонде освоения скважин отдельно учитываются скважины, включенные в него в текущем году.

К действующим относят скважины, давшие продукцию в последнем месяце отчетного периода, в том числе:

Скважины, дающие нефть (газ), т. с. дающие продукцию на конец последнего дня отчетного квартала (включая скважины, находящиеся на наполнении жидкости при периодической эксплуатации);

Скважины, которые в последнем месяце квартала давали продукцию даже. в небольшом количестве, но остановлены в этом месяце и находятся в ремонте или простое по любой причине.

К бездействующим , относят скважины, ранее эксплуатировавшиеся на нефть (газ), но не давшие продукции в течение последнего месяца отчетного периода , в том числе:

Выбывшие из действующих в отчетном году (текущее бездействие), т. е. остановленные в текущем году и в декабре прошлого года (последние на 1 января отчетного года числились в фонде действующих скважин);

Выбывшие из действующих в предыдущие годы (бездействующие с прошлых лет), т. с. остановленные до 1 декабря предыдущего года.

Находящиеся в консервации -это скважины, которые в какой-то период не могут быть использованы ни для какой цели и на которые в связи с этим оформлено разрешение о консервации на определенный срок. В эту группу включаются все законсервированные скважины независимо от их назначения и причин консервации. После окончания срока консервации скважину, если она не подлежит ликвидации, переводят в соответствующую часть фонда.

Ликвидированные -это скважины, ликвидация которых оформлена в установленном порядке и ликвидационные работы на которых уже выполнены . Ликвидированные после эксплуатации-скважины, которые после завершения эксплуатации не могли быть использованы в других целях: ликвидированные после бурения-скважины, непригодные для использования по различным причинам: прекращенные бурением по техническим или геологическим причинам, выполнившие свое геологическое назначение, непродуктивные и т.п.

6. Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК. Методика построения.

Годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи (qt ) к начальным извлекаемым запасам (Q н из), %:

t низ = qt / Q н из.

Карты изобар - Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.

Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях - при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

Осуществляется это путем систематических замеров забойных и пластовых давлений и построением карт изобар.

Изобара - это линия, соединяющая точки с одинаковыми значениями пластовых давлений, приведенных к условной уровенной поверхности.

Под забойным давлением понимается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины. Ему соответствует динамический уровень в скважине.

Под пластовым давлением понимают давление в пласте между скважинами, установившееся во время работы всех скважин.

Это давление берется за основу при вычислении коэффициента продуктивности скважины и проницаемости пласта, а также используется при анализе разработки месторождения и в гидродинамических расчетах.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.

Приведенное пластовое давление - это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи - плоскость, делящая объем залежи пополам.

"Промышленность: бухгалтерский учет и налогообложение", 2013, N 7

Надо ли продолжать начислять амортизацию в целях налогообложения прибыли, если действующая скважина становится скважиной бездействующего фонда? Можно ли учитывать затраты по аренде бездействующих скважин при определении налоговой базы по налогу на прибыль? Являются ли работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах реконструкцией в целях применения гл. 25 НК РФ? В какой момент расходы на ликвидацию скважины признаются в целях определения налога на прибыль? Ответы будем искать в арбитражной практике.

Классификация скважин

Согласно п. 99 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 N 71, скважины, бурящиеся на месторождениях нефти и газа для реализации проектных решений по разработке месторождения, относятся к категории эксплуатационных и включают добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические) и специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин подразделяется на три основные группы:

  • действующие. К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В таком фонде выделяются дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце;
  • бездействующие. К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В данном фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года. Скважины не могут останавливаться и выводиться в бездействующий фонд по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией. Еще один момент: бездействующий фонд скважин может составлять не более 10% эксплуатационного фонда (на деле такое соотношение соблюдается не всегда);
  • осваиваемые и ожидающие освоения после бурения. Это скважины, завершенные строительством и не давшие продукцию (не находившиеся под закачкой). В фонде освоения скважин отдельно учитываются скважины, включенные в него в текущем году.

Таким образом, бездействующие скважины относятся к эксплуатационному фонду скважин. А вот законсервированные и ликвидированные скважины в эксплуатационный фонд не входят, а включаются в пробуренный фонд. Кстати, сюда же попадают разведочные скважины (скважины, бурящиеся на месторождениях для уточнения запасов нефти и газа и сбора исходных данных, необходимых для проектирования разработки).

Начисление амортизации

Согласно п. 3 ст. 256 НК РФ из состава амортизируемого имущества в целях исчисления налога на прибыль исключаются следующие основные средства:

  • переданные (полученные) по договорам в безвозмездное пользование;
  • переведенные по решению руководства организации на консервацию продолжительностью свыше трех месяцев;
  • находящиеся по решению руководства организации на реконструкции и модернизации продолжительностью свыше 12 месяцев;
  • зарегистрированные в Российском международном реестре судов на период нахождения их в этом реестре.

Данный перечень является исчерпывающим и расширительному толкованию не подлежит. С этим согласны и финансисты: перечень хозяйственных операций, при которых начисление амортизации по амортизируемому имуществу временно приостанавливается, приведенный в п. 3 ст. 256 НК РФ, является закрытым. В остальных случаях (в частности, в период простоя амортизируемого имущества, вызванного производственной необходимостью) начисление амортизации не прекращается (Письмо от 27.02.2009 N 03-03-06/1/101).

Однако, как показывает практика, налоговые инспекции придерживаются мнения о том, что скважины бездействующего фонда (бездействующие скважины) являются имуществом, не участвующим в производстве с целью получения доходов, и не признаются амортизируемым имуществом, поэтому амортизация по ним не начисляется. У судей на этот счет другая точка зрения. Обоснование следующее.

Постановление ФАС МО от 11.04.2013 по делу N А40-37235/10-20-257

Деятельность общества по добыче и реализации нефти является длящейся во времени, факт временного отсутствия добычи нефти в соответствующий период через бездействующие скважины не может свидетельствовать о неиспользовании скважин для деятельности, направленной на извлечение дохода. При выводе добывающих скважин из состава действующих по объективным причинам, в том числе вследствие аварийности, изменения пластового давления, повышения обводненности, несмотря на то что непосредственно добыча из них нефтесодержащей жидкости временно прекращается, бездействующие скважины используются:

  • для проведения исследований в целях изучения состояния скважин для составления и проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). По результатам выполнения ГТМ скважины вводятся в эксплуатацию либо переводятся в другие фонды;
  • для комплексного контроля за разработкой месторождения;
  • для контроля за измерением пластовых давлений (проводятся замеры пластовых давлений, строятся карты изобар);
  • для оценки насыщения коллектора на данном участке пласта (геофизические исследования, построение карт остаточной нефтеносности).

При этом обязанность по проведению гидродинамических исследований закреплена в проектной документации по каждому из месторождений организации.

Таким образом, использование бездействующих скважин для названных исследований имеет значение для добычи нефти на лицензионном участке недр, то есть для основной деятельности общества. Следовательно, все имеющиеся на лицензионном участке недр скважины (как действующие, так и бездействующие) связаны единым технологическим циклом. Конечным продуктом добычи и объектом обложения НДПИ является нефть, налогом на прибыль - выручка от реализации нефти. Расходы в виде начисленной амортизации по бездействующим скважинам являлись расходами общества, произведенными для осуществления деятельности, направленной на получение дохода, и правомерно учитывались обществом в составе прочих расходов, связанных с производством и реализацией.

Постановление ФАС МО от 30.03.2012 по делу N А40-34389/10-129-191

То обстоятельство, что бездействующие скважины не давали продукцию, не означает, что они не участвовали в производственной деятельности, направленной на получение дохода. Добыча нефти (нефтесодержащей смеси) на лицензионном участке недр осуществляется не из отдельной скважины, а из всей совокупности скважин, расположенных на данном участке. При этом конечный продукт - нефть, в результате реализации которой пользователь недр получает доход, образуется в связи с первичной обработкой нефтесодержащей смеси, добываемой со всего участка недр. (Пользователю недр в соответствии с положениями Закона РФ от 21.02.1992 N 2395-1 "О недрах" (далее - Закон о недрах) предоставляются в пользование для добычи полезных ископаемых не отдельные скважины, используемые для подъема на поверхность нефтегазосодержащих смесей, а конкретный лицензионный участок недр.)

Непосредственно из скважин добывается не само углеводородное сырье (нефть), а скважинная жидкость - смесь из нефти, воды и пр., которая подлежит дальнейшей сепарации и доведению до товарного вида. Очистка поднимаемой на поверхность жидкости происходит не на каждой скважине в отдельности, а после сбора всей добываемой жидкости на лицензионном участке недр.

Таким образом, в производственном процессе, направленном на добычу нефти на конкретном участке недр, задействованы не отдельные скважины независимо от их статуса (действующие, бездействующие и пр.), а вся совокупность объектов недвижимости и оборудования на данном участке, строительство и монтаж которых отражаются в проектной документации и согласовываются с государственными органами.

Если говорить о консервации, в этом случае скважина приводится в такое состояние, которое исключает проведение гидродинамических исследований (устанавливается заглушающее устройство). Гидродинамические исследования являются частью производственной деятельности, которая не может осуществляться на законсервированных скважинах.

С учетом того, что бездействующие скважины не были законсервированы, они являются амортизируемым имуществом.

Постановление ФАС МО от 29.02.2012 по делу N А40-129782/09-112-965

Перечень основных средств, исключаемых из состава амортизируемого имущества, установлен п. 3 ст. 256 НК РФ. Приведенные в нем положения не содержат требования о прекращении начисления амортизации в случае неполучения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-либо промежуток времени.

В рассматриваемой ситуации было выяснено, что общество проводило исследования, необходимые для обеспечения нефтедобычи на лицензированных участках недр, причем на всех скважинах, включая переведенные в бездействующий фонд. Часть спорных скважин была переведена в действующий фонд, а по остальным отсутствовали основания для их консервации в проверенном периоде без ущерба для процесса нефтедобычи на остальных скважинах.

Налоговая инспекция не представила доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества (в частности, решений или приказов общества о консервации скважин), а также доказательств наличия причин для консервации. Следовательно, суммы амортизации по спорным скважинам исключены налоговым органом из общей суммы расходов в нарушение положений п. 3 ст. 256 НК РФ.

Постановление ФАС МО от 08.10.2010 N КА-А40/10448-10

Все скважины (как действующие, так и бездействующие) на конкретном участке недр непосредственно взаимосвязаны единым технологическим процессом, наделены определенными функциями и участвуют в производственном процессе по добыче нефти. Перевод скважин из действующего фонда в бездействующий связан с производственной деятельностью общества и не свидетельствует о необоснованности начисления амортизации по бездействующим скважинам.

Если основные средства не отнесены п. п. 2, 3 ст. 256 НК РФ к имуществу, не подлежащему амортизации либо подлежащему временному исключению из состава амортизируемого имущества, то при условии соответствия спорного имущества признакам, указанным в п. 1 данной статьи, такое имущество признается амортизируемым. Налоговое законодательство не содержит требования о приостановлении начисления амортизации в случае неполучения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-либо промежуток времени. Бездействующие скважины отвечают требованиям п. 1 ст. 256 НК РФ, поскольку находятся у налогоплательщика на праве собственности, используются им для извлечения дохода (при реализации нефти), срок полезного использования каждой из них составляет более 12 месяцев, а первоначальная стоимость - более 10 000 руб.

Аренда

По мнению налоговой инспекции, затраты по аренде бездействующих объектов не являются экономически обоснованными, поэтому арендатор не вправе учитывать в целях налогообложения прибыли ту часть расходов, которая приходится на аренду этих объектов. Судьи позволили себе не согласиться с такой точкой зрения. ФАС МО признал решение налоговиков незаконным (Постановление от 17.06.2011 N КА-А40/5679-11). Утверждая, что арендная плата по бездействующим скважинам является экономически необоснованным расходом, налоговая инспекция тем самым, по существу, оспаривает целесообразность хозяйственной операции по аренде скважин. Однако судебная практика исходит из того, что проверка целесообразности не относится к компетенции налоговых органов. Президиум ВАС РФ в Постановлениях от 26.02.2008 N 11542/07, от 18.03.2008 N 14616/07 разъяснил, что обоснованность расходов, уменьшающих полученные доходы, не может оцениваться с точки зрения целесообразности, рациональности, эффективности или полученного результата. Хозяйствующие субъекты самостоятельно по своему усмотрению выбирают способы достижения результата от осуществления предпринимательской деятельности. В полномочия же налоговых органов входит лишь контроль за соблюдением налогоплательщиками законодательства о налогах и сборах, а не вменение им доходов исходя из собственного видения способов достижения налогоплательщиками экономического эффекта с меньшими затратами. Следовательно, довод инспекции об экономической необоснованности расходов противоречит как ст. 252 НК РФ, так и судебной практике.

Кроме того, арендная плата вносилась за имущественный комплекс, частью которого были спорные скважины. Необходимость аренды бездействующих скважин была обусловлена технологическими особенностями производства и направлена на соблюдение требований охраны недр. Споров между арендатором и арендодателем по поводу пригодности к использованию арендуемого имущества, размера арендной платы нет. Бездействующие скважины продолжали оставаться в составе арендуемого имущества, и размер арендной платы был установлен по соглашению сторон за весь комплекс. То обстоятельство, что отдельные скважины не использовались, не влияет на размер взимаемой арендной платы.

Реконструкция

В свое время Президиум ВАС отметил, что работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. Однако, как указали судьи ФАС ПО в Постановлении от 27.03.2012 по делу N А65-7118/2009, под бездействующими скважинами по смыслу Постановления от 01.02.2011 N 11495/10 Президиум ВАС РФ понимает не любые бездействующие скважины, а только ранее ликвидированные или законсервированные.

Помимо этого, высший арбитр отнес к реконструкции буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения. (Нормирование закачки воды в отдельные пласты и скважины определено разд. 3.4 Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений <1>).

<1> Утверждены Коллегией Миннефтепрома СССР, Протокол от 15.10.1984 N 44, п. IV.

А вот работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, высший арбитр квалифицировал как работы по капитальному ремонту (Постановление от 01.02.2011 N 11495/10).

Делая такие выводы, Президиум ВАС руководствовался предусмотренными ст. 257 НК РФ положениями как установленными для целей обложения налогом на прибыль, а не ведомственными нормативными актами, в которых проводится различие между капитальным ремонтом и реконструкцией для целей, не связанных с налогообложением прибыли. Согласно п. 2 ст. 257 НК РФ к реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.

Получается, п. 2 ст. 257 НК РФ установлен закрытый перечень критериев, при которых налогоплательщик обязан отнести затраты на работы по реконструкции объектов основных средств (в том числе скважин) на увеличение первоначальной стоимости данных объектов. В этом случае подобные расходы также будут учтены в целях налогообложения прибыли, но в установленном законодательством порядке - равномерно путем начисления амортизации.

В деле, рассмотренном ФАС МО (Постановление от 02.11.2011 по делу N А40-74739/08-127-372), работы по зарезке боковых стволов, проведенные в отношении спорных скважин, в том числе бездействующих, были признаны отвечающими критериям реконструкции в целях налогообложения прибыли:

  • изменение устройства объекта основных средств. В отношении скважин был построен новый ствол с установкой дополнительного оборудования и было прекращено использование старого ствола путем установления в нем цементного ликвидационного моста либо было осуществлено углубление (ориентированное и неориентированное) скважины на другие горизонты, что подтверждено документально;
  • повышение технико-экономических показателей объекта основных средств. Увеличился основной технико-экономический показатель - дебит по нефти, а также изменилось качество продукции - значительно уменьшилась обводненность по сравнению с аналогичными показателями на дату ввода скважин в эксплуатацию. Кстати, сам по себе критерий увеличения дебита нефти не может быть основным ориентиром для разграничения капитального ремонта и реконструкции;
  • наличие проектных документов на проведение работ. В отношении месторождений, на которых находятся спорные скважины, утверждены соответствующие проекты разработки, регламенты по организации работ по зарезке вторых стволов из ранее пробуренных скважин. Оформлены предложения по горизонтальной зарезке второго ствола и программы буровых работ, в которых предусмотрены все необходимые проектные показатели;
  • цель проведения работ - увеличение мощностных характеристик объекта основных средств. В отношении месторождений, на которых находятся реконструированные скважины, оформлены соответствующие проекты разработки.

По такому же принципу проверка критериев была проведена в деле, рассмотренном судьями ФАС ПО (Постановление от 07.07.2011 по делу N А65-20407/2010).

Ликвидация

Скважина, в том числе бездействующая, может выбыть из эксплуатационного фонда в законсервированные, контрольные, ликвидированные или, наоборот, перейти из этих категорий в эксплуатационный фонд. Согласно п. 9 ст. 22 Закона о недрах пользователь недр обязан обеспечить ликвидацию в установленном порядке буровых скважин, не подлежащих использованию, а также сохранность скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождения и (или) в иных хозяйственных целях. Ликвидация (а также консервация) скважин производится по инициативе предприятия - пользователя недр, других юридических или физических лиц, на балансе которых находятся скважины, либо в случаях, установленных законодательством (п. 1.3 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов <2>).

<2> Утверждена Постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.05.2002 N 22.

Расходы на ликвидацию скважин - основных средств (включая суммы недоначисленной в соответствии с установленным сроком полезного использования амортизации) учитываются в целях налогообложения прибыли в составе внереализационных расходов на основании пп. 8 п. 1 ст. 265 НК РФ. Если работы по ликвидации скважин проводит сторонняя организация, датой осуществления расходов (при применении метода начисления) является дата расчетов в соответствии с условиями заключенных договоров, дата предъявления налогоплательщику документов, служащих основанием для произведения расчетов, либо последнее число отчетного (налогового) периода (пп. 3 п. 7 ст. 272 НК РФ). Получается, указанная норма содержит три условия, выполнение любого из которых является самостоятельным основанием для отнесения внереализационных расходов к конкретному налоговому периоду.

Кстати, ликвидация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации пользователем недр и соответствующим органом Госгортехнадзора (п. 1.9 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов). По мнению судей ФАС ВВО, факт подписания такого акта соответствующим органом Госгортехнадзора позднее даты проведения работ по ликвидации скважины не изменяет установленного Налоговым кодексом порядка отнесения расходов на ее ликвидацию к налоговому периоду, в котором такие расходы были понесены, а лишь завершает процедуру документального оформления проведенных ранее работ. Поэтому вывод о том, что расходы, понесенные налогоплательщиком при ликвидации основного средства, в целях определения налоговой базы по налогу на прибыль учитываются единовременно на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства, является ошибочным (Постановление от 26.07.2012 по делу N А29-10593/2010). Аналогичные выводы представлены в Постановлении ФАС СЗО от 28.07.2011 по делу N А56-49067/2010.

Минфин придерживается другого мнения. Расходы на ликвидацию имущества образуют в налоговом учете внереализационные расходы (не убыток от выбытия амортизируемого имущества), которые учитываются при определении налоговой базы по налогу на прибыль единовременно на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства (Письма от 11.09.2009 N 03-05-05-01/55, от 21.10.2008 N 03-03-06/1/592). Среди отдельных судей такая позиция нашла поддержку (см., например, Постановление ФАС ЗСО от 26.02.2010 по делу N А27-6662/2009).

* * *

Если скважина в последнем месяце учитываемого периода не находилась под закачкой, ее переводят в бездействующий фонд. При этом начисление амортизации по такой скважине не прекращается (из состава амортизируемого имущества она не исключается, временное отсутствие добычи нефти через такую скважину не свидетельствует о неиспользовании скважины в деятельности, направленной на извлечение дохода), что подтверждает многочисленная арбитражная практика (в статье приведены отдельные случаи). Аналогичным образом при получении бездействующей скважины во временное владение и пользование расходы на аренду учитываются в целях налогообложения прибыли. Если проводятся работы по бурению боковых стволов в бездействующей скважине, для их квалификации в качестве реконструкции скважины должны выполняться критерии, перечисленные в п. 2 ст. 257 НК РФ. При ликвидации бездействующей скважины признание расходов можно организовать на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства (на этом настаивает Минфин).

А.Г.Снегирев

Эксперт журнала

"Промышленность: бухгалтерский учет

и налогообложение"