Бухгалтерский учет в нефтегазовом секторе (стр. 37 )

По окончании отчетного периода составляется калькуляция себестоимости нефти и газа. Она состоит из четырех разделов. В первом разделе отражается себестоимость всей добычи и в том числе нефти, газа попутного и газа природного всего объема и калькуляционной единицы. В других разделах калькуляции приводятся данные о добыче нефти, газа попутного и газа природного, расход отдельных видов энергии по способам эксплуатации скважин и др. Калькуляция используется для контроля над формированием издержек производства и себестоимости продукции, а так же для управления продажными ценами на нефть, газ попутный и газ природный, выявления эффективности применяемых способов добычи нефти и газа.

Глубина скважин - один из ведущих факторов экономики разработки. С увеличением глубины скважин возрастают капитальные вложения в бурение скважин и их оборудование для эксплуатации, что отражается на амортизации скважин и прочих основных средств. Эксплуатация глубоких скважин отличается также повышенными затратами на оплату труда, энергию, текущий ремонт основных средств и по увеличению отдачи пластов.

Существенно влияют на технику и организацию работ, а, следовательно, и на себестоимость добычи нефти поступление из пласта в ствол скважины вместе с нефтью и газом значительного количества песка, отложения парафина, коррозирующие свойства среды в скважинах, расположение нефтяных месторождений в море и др.

Работы по ликвидации песчаных пробок ведут к простоям скважин, снижению добычи нефти и требуют значительных затрат. Добыча парафинистой нефти требует специальных издержек, связанных с борьбой с отложениями парафина в подъемных трубах, выкидных манифольдах, трапах, промысловых нефтепроводах и на забоях скважин.

На экономику добычи нефти влияет также коррозия пластовой водой насосно-компрессорных труб, насосных штанг, глубинных насосов, нефтепроводных труб и др.

Стадия разработки нефтяных залежей - один из определяющих факторов ее экономики. Разработка нефтяных месторождений представляет собой сложный производственный процесс, протекающий в течение длительного периода при изменении условий эксплуатации и ухудшении всех показателей нефтедобычи.

Производительность нефтяных пластов и скважин - один из главных факторов, определяющих уровень себестоимости и другие экономические показатели. Она зависит от комплекса природных условий и от уровня техники и технологии нефтедобычи. На увеличение дебитов скважин особенно влияют применение методов воздействия на пласты, а также интенсификация добычи нефти путем воздействия на призабойную зону скважин.

Технология добычи нефти предполагает применение подземного и наземного процессов.

Добыча нефти при подземной технологии производится в нефтяных скважинах, которые сильно различаются друг от друга. Основными признаками отличия являются:

– глубина и диаметр скважины;

– расположение на местности;

– геологические условия бурения;

– способы бурения и др.

При добыче нефти применяют три способа– фонтанный, компрессорный и глубинно-насосный.

Фонтанный способ - подъём из скважин происходит за счёт пластовой энергии – сжатого газа или напора контурной воды.

Компрессорный - закачка в пласт воздуха или газа высокого давления

Глубинно-насосный - использование специфического оборудования для выкачки продукта из скважины

Оперативный учет добычи газа и конденсата, добываемых попутно с нефтью, осуществляется на основании учета добычи нефти и суммы замеров газа и конденсата на газовых линиях всех ступеней сепарации с учетом объема газа, оставшегося в нефти после последней ступени.

Оперативный учет добычи газа и конденсата, добываемых из газовых скважин, осуществляется на основании данных замера дебита газа и содержания в продукции скважин воды и конденсата с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени с применением сертифицированного оборудования.

Замеры газовых факторов нефтяных скважин и объемов сепарированного газа на всех ступенях сепарации, дебитов газа газовых скважин производятся по графику, составленному в соответствии с комплексом промысловых гидродинамических исследований, предусмотренным проектным документом на разработку месторождения. График утверждается руководством организации - недропользователя.

При содержании в газе сопутствующих компонентов, запасы которых учтены государственным балансом запасов, их добыча учитывается по компонентам в соответствии с действующими инструкциями.

Количество добытых из каждой скважины за месяц нефти, конденсата и газа по данным оперативного учета для целей отчетности нормируется по данным коммерческих узлов учета. Количество добытой из каждой скважины за месяц воды нормируется по данным оперативных узлов учета системы сбора и подготовки добываемой продукции.

Количество добытых за месяц по объектам и месторождениям нефти, конденсата, газа и воды определяется путем суммирования отчетных данных по скважинам.

Ответственность за достоверность учета добычи несет руководитель организации-недропользователя.

Часть вспомогательного оборудования используется исключительно при добычи нефти и газа, то есть время проведения разведки, освоения. Затраты на их приобретение следует капитализировать. Согласно ASC 932, в той мере, в какой вспомогательное оборудование и сооружения обслуживают нефтегазовые операции, все  связанные  с ними расходы и амортизация  превращаются в затраты на разведку, освоение и добычу соответственно.  Если же оборудование используется в разных целях  ассоциированные с ними операционные расходы и амортизацию рекомендуют распределить на конкретные виды деятельности например, по объему добычи или по затратам времени.

По методу результативных затрат, операционные расходы и вспомогательное оборудование и сооружения, используют в поисках и разведочных работах без бурения, учитывает

При содержании в газе сопутствующих компонентов, запасы которых учтены государственным балансом запасов, их добыча учитывается по компонентам в соответствии с действующими инструкциями.

Для распределения затрат между добычей нефти и газа ежемесячно составляются ведомости распределения затрат. Отчётные калькуляции составляются на все виды добытого продукта.

Главные пути снижения себестоимости добычи нефти и газа - технический прогресс, совершенствование организации производства и труда, повышение надежности геологоразведки, долговечности скважин и нефтепромыслового оборудования.

Одним из важных направлений снижения себестоимости добычи нефти и газа является сокращение затрат на материалы, топливо и энергию. Сокращение затрат на материалы, в частности, достигается расширением и совершенствованием искусственного воздействия на нефтяные пласты с целью повышения их нефтеотдачи.

Сокращение энергетических затрат обеспечивается мероприятиями, объединенными в две следующие группы:

1. Рационализация технологии и улучшение организации производственных процессов - расширение периодической эксплуатации малодебитных скважин, замена незагруженных электродвигателей, повышение коэффициента подачи глубинных насосов, правильное уравновешивание станков-качалок, перевод малодебитных компрессорных скважин на менее энергоемкий глубиннонасосный способ эксплуатации и др.;

2. Рационализация системы энергоснабжения - перевод электросетей на более экономичные напряжения, приближение трансформаторных подстанций к центрам нагрузок, повышение коэффициента мощности энергоустановок, отключение части трансформаторов в периоды сокращения нагрузок и др.

Важным условием экономии энергетических затрат является нормирование, учет и контроль энергопотребления.

Важный источник снижения себестоимости добычи нефти и газа - высокопроизводительное использование нефтепромысловой техники и других основных фондов, особенно скважин, машин и оборудования для добычи нефти, трубопроводов.

Повышение эффективности геологоразведочных работ, а также увеличение нефтеотдачи, которое равноценно приросту новых нефтяных и газовых ресурсов, в конечном счете ведет к снижению отчислений на геологоразведочные работы и, следовательно, снижению себестоимости добычи нефти и газа.

2.7 Учет себестоимости транспортировки и хранения нефти и газа

Основную долю в структуре себестоимости транспорта нефти и газа занимают затраты на амортизацию (свыше 50%), а в транспорте газа, где компрессорные станции оснащены электроприводом, значительно возрастает доля энергозатрат. Кроме того, в структуре нет затрат на сырье, так как отсутствует процесс производства продукции, а лишь осуществляется ее перемещение.

Другая особенность структуры затрат системы транспорта нефти и газа - преобладание в ней расходов, не зависящих от объема транспортируемых нефти или газа, т. е. условно-постоянных расходов, к которым относятся заработная плата с начислениями, амортизация основных фондов, административно-управленческие расходы, значительная часть расходов на содержание зданий, сооружений и инвентаря, транспортных расходов, прочих общехозяйственных расходов и т. п. Эти затраты составляют примерно 80-85% всех эксплуатационных расходов.

К расходам, зависящим от объема транспортировки нефти и газа (условно-переменным) относятся в основном расходы реагентов, энергетические затраты и потери нефти и газа. Если расход реагента и потери газа в газопроводе увеличиваются пропорционально объему его транспортировки, то энергетические расходы, как правило, возрастают в большей степени, чем объем транспорта газа, и зависят от установленного режима работы агрегатов компрессорных станций и степени сжатия.

В отличие от рассмотренного состава затрат в транспорте нефти и газа состав издержек обращения системы нефтеснабжения значительно отличается и включает следующие затраты:

-· расходы нефтебаз, наливных пунктов, автозаправочных станций (транспортные - по завозу и отправке товаров; складские - заработная плата складского персонала, расходы на содержание и эксплуатацию складских зданий и сооружений; расходы на содержание и эксплуатацию подъемно-транспортных механизмов и складского оборудования; расходы по текущему ремонту; расходы по таре; содержание аппарата управления; расходы по приемке и отправке нефтепродуктов; прочие складские расходы);