Скважины: особенности исчисления расходов по ликвидации. Реконструкция и техническое перевооружение скважин

Скважина – это буровая, горная выработка круглого сечения глубиной свыше 5 м и диаметром обычно 75 – 300 мм, проводимая с помощью буровой установки. Скважины проходят с поверхности земли и из подземных горных выработок под любым углом к горизонту. Различают начало скважины (устье), дно (забой) и ствол.

Согласно п. 99 Постановления Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003 г. N 71 «Об утверждении «Правил охраны недр» (далее по тексту Правила 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.

Кроме того, по назначению скважины подразделяются на:
1. разведочные скважины для геологических целей, инженерно-геологических и гидрологических изысканий, изучения структур, геофизических работ, поисков и разведки полезных ископаемых;
2. эксплуатационные скважины – для добычи нефти и газа, подземных вод, минеральных солей и др.;
3. вспомогательные скважины – нагнетательные, наблюдательные, пьезометрические, вентиляционные, водоотливные, дегазационные; специальные – замораживающие, тампонажные, дренажные и т.п.;
4. взрывные скважины – для размещения в них зарядов взрывчатых веществ.

Технология крепления скважины на нефть и газ включает установку в устье первой обсадной колонны (ОКК) длиной обычно до 20 м, называемой направлением. Для обеспечения вертикальности или наклонной направленности последующему стволу скважины и для перекрытия неустойчивых верхних пород и изоляции газоводяных притоков спускают вторую колонну обсадных труб – так называемый кондуктор длиной от десятков до сотен метров. В кольцевом (затрубное) пространство между стенками скважины и кондуктором с помощью промывочной или специальной жидкости через кондуктор закачивается цементный раствор. После окончания бурения до проектной глубины и проведения геофизических работ, выявляющих наличие продуктивных горизонтов (нефть, газ и др.), в скважину спускают эксплуатационную колонну обсадных труб (НКТ). Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство скважины за эксплуатационной колонной также заполняют цементным раствором. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.) (ФА).

Скважина является комплексом конструктивно сочлененных предметов, таких как скважина газовая или газоконденсатная, нефтяная (т.е пробуренный ствол в земной коре если говорить более ясно) ФА (фонтанная арматура), НКТ (насосно-компрессорные трубы), ОКК (обсадная колонна), представляющих собой единое целое и предназначенный для выполнения определенной работы. НКТ, фонтанная арматура, обсадная колонна являются частями скважины, имеющими меньший срок полезного использования (по сравнению с самой скважиной). Действующее законодательство допускает, и большинство налогоплательщиков учитывают каждую такую часть скважины, как самостоятельный объект. К конструкции газовых скважин предъявляются особые требования. Скважины должны быть герметичными, долговечными, надежными в эксплуатации, недорогими. Герметичность — главное требование к конструкции скважины. Пропуски газа через цементное кольцо или обсадные колонны приводят к перетокам в вышележащие пласты и к выходу на поверхность (грифоны). При этом возникает опасность взрывов, пожаров, открытого фонтанирования. Для герметизации резьбовых соединений обсадных труб применяют специальные смазки, тефлоновые и фторопластовые уплотнения, сварные соединения и т. д. Цементирование проводят цементами таких марок, которые образуют газонепроницаемый, трещинностойкий и коррозионное стойкий цементный камень. Герметичность эксплуатационной колонны до вскрытия пласта проверяют закачкой в нее воды или воздуха при повышенных давлениях. Во время эксплуатации систематически контролируют герметичность глубинными дебитомерами и термометрией. В местах утечек газа снижается температура и уменьшается расход.

Долговечность и надежность обеспечиваются конструкцией, учитывающей условия эксплуатации. Скважины эксплуатируются до 30 лет и более при давлениях до 40 МП а и темпера¬турах до 473 К, нередко при наличии в газе С02 и H2’S и других агрессивных компонентов. Все эти обстоятельства учитывают при проектировании конструкции скважины. Применяют трубы из специальных сталей, с повышенной толщиной стенок, а также изменяют диаметры труб, толщину цементного кольца и т.д.

Сокращение затрат на проводку и конструкцию скважин — важный резерв снижения себестоимости добычи газа. Затраты на скважины достигают 60—80% затрат на все промысловые сооружения. Поэтому недропользователям необходимо стремятся использовать все достижения научно-технического прогресса для удешевления сооружения скважин.

В стволе скважины на пути от забоя (т.е. со дна) до устья (начало скважины) в результате затрат энергии на движение снижаются давление и температура. Объемные скорости потока газа в пласте, так же как и в стволе скважины по пути движения увеличиваются вследствие расширения газа при снижении давления.

Количество газа, которое поступает на устье скважины, приве¬денное к нормальным условиям (давлению 760 мм рт. ст. и темпе¬ратуре +20С.) называют дебитом скважины Q. Дебит скважины зависит от депрессии (давления) на пласт (Ар=рПд—Рз), геологопромысловой характеристики пласта, свойств газа и конструкции скважины. Из газа в пласте и скважине в результате изменений давления и температур может выделяться жидкая фаза (вода и конденсат).

Согласно п. 104 Правил охраны недр 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.

При эксплуатации добывающей скважины осуществляются систематические исследования в целях контроля технического состояния забоя, эксплуатационной колонны, заколонного пространства, работы оборудования, соответствия параметров работы скважины установленному режиму, получения иной исходной информации, необходимой для оптимизации технологического процесса работы скважин.

Первичные материалы исследований месторождений (на бумажных и магнитных носителях) сохраняются на протяжении периода эксплуатации скважины (исключая эхограммы и динамограммы, которые сохраняются три года), а сведения о работе скважины (ремонтах, межремонтных периодах, технико-экономической эффективности работы и др.) помещаются в дело скважины.

Постановлением Госгортехнадзора от 24.11.1999 №85 «Об утверждении инструкция по согласования годовых планов развития горных работ» вводится понятие плана развития горных работ (на местах его называют просто ПЛАН ГОРНЫХ РАБОТ). Однако в требовании о предоставлении документов необходимо указывать правильное название документа.

Под годовым планом развития горных работ и годовой программой работ (далее — годовой план) понимается документ, составленный пользователем недр и определяющий направление развития горных работ, объемы добычи полезных ископаемых, объемы производства геолого — разведочных, рекультивационных, вскрышных, горноподготовительных или подготовительных работ, подготовки (обработки) и переработки минерального сырья (при наличии перерабатывающих производств), иных работ, предусмотренных условиями лицензий на пользование недрами, техническим проектом, проектными технологическими документами, проектом обустройства (далее проектом), нормативы потерь полезных ископаемых при их добыче и нормативы потерь полезных ископаемых при переработке минерального сырья (при наличии перерабатывающих производств), определенные в установленном порядке, а также мероприятия по охране недр, рациональному, комплексному использованию минерального сырья, промышленной безопасности, предотвращению вредного влияния горных работ на окружающую среду, здания и сооружения.

Как видно стратегический документ на календарный год.

Более того, согласно пункту 30 указанной Инструкции Производство горных работ без согласованного с территориальными органами Госгортехнадзора России годового плана, а также с отступлениями от согласованного годового плана не допускается.

Таким образом, в ходе ВНП необходимо истребовать в соответствии со ст. 93 НК РФ годовую программу работ, дела скважин, фонд скважин, динамику фонда скважин (многие налогоплательщики ведут динамику фонда скважин поквартально по состоянию на отчетную дату).

 

Кроме того, необходимо истребовать формы статистической отчетности 1-ТЭК (нефть) «Сведения по эксплуатации нефтяных скважин» и 2-ТЭК (газ) «Сведения по эксплуатации газовых скважин», в которых указывается: баланс календарного времени эксплуатационного фонда газовых (соответственно нефтяных) скважин, ввод в действие газовых (соответственно нефтяных) скважин; фонд скважин на конец отчетного года; применение современных методов воздействия на пласт; ресурсы и добыча газового конденсата; движение газа (нефти).

Осуществляя контрольную деятельность, следует обращать внимание на собственников скважин, на договорные отношения, на фонд скважин, динамику фонда.

Пример. В соответствии со ст. 611 ГК РФ арендодатель обязан предоставить арендатору имущество в состоянии, соответствующем условиям договора аренды и назначению имущества. Согласно данной статье имущество предоставляется в состоянии, соответствующем условиям договора аренды и назначению имущества.

На практике встречается, что скважина числится в бездействующем фонде, как ожидающая ликвидации (или законсервирована), однако ее передают в аренду. Арендатор принимает к налоговому учету расходы по аренде такой скважины, что является нарушением норм статьи 252 НК РФ.

Для того, чтобы доказательная база была полной проверяющим, необходимо осуществлять осмотр таких скважин с применением фотоаппарата. Составлять протокол, в котором зафиксировать фактическое состояние скважины, шлейфов, манометров, другого оборудования, окружающей обстановки и др. Осмотр должен доказать что скважина не пригодна к эксплуатации и находится в этом состоянии уже много времени. Кроме того, необходимо допросить ответственных лиц (геологов, производственников).

К вопросу об особенностях исчисления расходов при ликвидации скважин хотелось бы отметить следующее.

На основании ст. 22 Закона «О недрах» от 21 февраля 1992 года № 2395-1 обязанность обеспечить ликвидацию в установленном порядке буровых скважин, не подлежащих использованию, возложена на пользователей недр.

Согласно п. 1.9 Постановления Госгортехнадзора РФ от 22 мая 2002г. N22 «Об утверждении нормативного правового акта» (далее Инструкция № 22) ликвидация и консервация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации или консервации пользователем недр и соответствующим органом Госгортехнадзора России.

В соответствии с п.2.1. Инструкции №22 все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на 4 категории:
I — скважины, выполнившие свое назначение;
II — скважины, ликвидируемые по геологическим причинам;
III — скважины, ликвидируемые по техническим причинам;
IV — скважины, ликвидируемые по технологическим, экологическим и другим причинам.

В практике работы налоговых органов, встречается, что налогоплательщик списывает на расходы затраты, связанные со строительством, обустройством и ликвидацией как поисковых, поисково-оценочных, так разведочных скважин.

Однако, пункт 4 статьи 261 НК РФ предусматривает возможность списания в качестве расходов на освоение природных ресурсов, только ликвидацию разведочной скважины, которая оказалась непродуктивной. Причем расходы по непродуктивной скважине признаются для целей налогообложения равномерно в течение 12 месяцев с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором эта скважина была ликвидирована в установленном порядке, подчеркиваю, как выполнившая свое назначение (т.е. в соответствии с Инструкцией №22 по 1-ой категории).

Говоря о предпроверочных мероприятиях, необходимо помнить, что налогоплательщик уведомляет налоговый орган по месту своего учета о решении, принятом в отношении каждой скважины, не позднее установленного главой 25 НК РФ предельного срока представления налоговой декларации за отчетный (налоговый) период, в котором он фактически включил расходы (часть таких расходов) по скважине в состав прочих расходов.

Таким образом, опираясь на предпроверочный анализ, в ходе проверки правильности отражения расходов на освоение природных ресурсов в части ликвидации скважин необходимо обращать внимание:
— во-первых, подписан ли Акт о ликвидации скважины руководителем территориального органа Госгортехнадзора России.
— во-вторых расходы по ликвидации какой скважины налогоплательщик отражает в учете.

При этом тип скважины можно установить, изучая дело скважины, знакомясь с паспортом скважины, фондом скважин и др. первичными документы.

Кроме того, в обязательном порядке, необходимо проводить осмотр месторасположения ликвидируемой скважины. Дело в том, что при ликвидации скважины, согласно нормам Инструкции №22 возможны два варианта:
А) на устье скважины устанавливается бетонная тумба размером 1 х 1 х 1 м с репером высотой не менее 0,5 м и металлической таблицей, на которой электросваркой указывается номер скважины, месторождение (площадь), предприятие — пользователь недр, дата ее ликвидации (п.2.2.2.8.);
Б) при расположении скважины на землях, используемых для сельскохозяйственных целей, устья скважины углубляются не менее чем на 2 м от поверхности, оборудуются заглушкой, установленной на кондукторе (технической колонне) и таблицей с указанием номера скважины, месторождения (площади), предприятия — пользователя недр и даты ее ликвидации.

Заглушка покрывается материалом, предотвращающим ее коррозию, и устье скважины засыпается землей.

Выкопировка плана местности с указанием местоположения устья ликвидированной скважины передается землепользователю, о чем делается соответствующая отметка в деле скважины и акте на рекультивацию земельного участка (п.2.2.2.9.);.

На практике был случай, налогоплательщик предоставил акт о ликвидации скважины. В акте о ликвидации было сказано, что на устье установлена бетонная тумба и т.д. При проведении осмотра одной из ликвидируемых скважин было установлено, что фактически скважина не была ликвидирована, не была демонтирована, установленная на устье фонтанная арматура, колонная головка, а главное не было цементной тумбы.

По результатам контрольных мероприятий, в связи с нарушением норм Налогового кодекса РФ и не соответствием данных отраженных в первичных учетных документах (акте о ликвидации скважины) фактическим обстоятельствам, Инспекция не признала расходы по ликвидации скважины в целях налогообложения.

К вопросу о реконструкции и техническому перевооружению скважин.

Согласно Методическим указаниям о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин (РД-13-07-2007), утвержденным Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23.04.2007 № 279 «Об утверждении Методических указаний о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции скважин» (далее Приказ Госгортехнадзора №279) текущий ремонт скважин – комплекс работ по восстановлению работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации.

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и охраны недр.

Реконструкция скважин – комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин, связанный с существенным изменением их конструкции (полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств).

Здесь особенно хотелось бы отметить, что основной фонд налогоплательщиков физически изношен. Амортизация начислена практически полностью. И, тем не менее, многие налогоплательщики не хотят признавать строительно-монтажные работы, связанные с повышением технико-экономических показателей основных средств как работы по реконструкции и техническому перевооружению.

Характерным нарушением, в данном случае, является то, что налогоплательщики разделяют комплекс мероприятий связанный со скважиной. Так на практике, при потере давления на скважине и как следствие снижение объемов добычи, к реконструкции скважин налогоплательщики относят только стоимость НКТ, работы по спуску НКТ меньшего диаметра (например 73мм) и подъему НКТ большего диаметра (101,6 или 111мм), без учета работ по подготовке скважины, установки оборудования применяемого при ремонте, дополнительных работ сопровождающих подъем и спуск НКТ, а также заключительных работ, которые в учете отражается как капитальный ремонт и относится на расходы.

При этом все эти операции проводятся в один временной период (месяц, квартал) и одной бригадой филиала налогоплательщика или подразделением подрядчика.

По мнению Инспекции неправомерно выделять работы по подъему и спуску НКТ на газовых скважинах (относимых налогоплательщиками к реконструкции скважин), из общего объема работ.

Ситуация для примера.

И так, для того чтобы установить и доказать нарушение налогового законодательства в части отражения налогоплательщиками технического перевооружения в рамках работ по капитальному ремонту необходимо внимательно анализировать первичные документы (акты на сдачу из капитального ремонта, наряд-задание на капитальный ремонт и на реконструкцию скважин, акты выполненных работ и др. документы).

Поименованный в актах о приемке перечень выполненных работ находится в определенной последовательности, в которой происходит сочетание работ по капитальному ремонту и техническому перевооружению. К данной последовательности относятся:
— подготовительные работы (приемка скважины в ремонт, перетаскивание оборудования и др.)
— монтаж оборудования (расстановка оборудования, установка и подсоединение оборудования и др.)
— глушение скважины (приготовление раствора, ревизия ФА перед глушением, глушение скважины раствором, технологический отстой и др.),
— демонтаж факельного отвода и шлейфа, площадки для обслуживания ФА, устройство и испытание якорей, монтаж буровой установки УПА-60 или А-60/80, стеллажей для труб, рабочей площадки, электорооборудования и др., шаблонировка труб и др.
— извлечение НКТ (демонтаж ФА, КЗ, монтаж противовыбросовое оборудование (ПВО ППГ2Р-230х21), факельной и задавочной линий и другого оборудования, опрессовка ПВО, ПР перед спуском труб в скважину и при спуске шаблона на БТ, монтаж гидроротора, промывка скважины и др. работы)
— спуск НКТ (навернуть предохранительные кольца на трубы, разгрузка труб, разборка промывочного оборудования, демонтаж мех.привода, рабочей площадки, ПВО, монтаж КЗ, ФА и др.)
— работы по демонтажу буровой установки УПА-60 или А-60/80 (демонтаж УПА-60 или А-60/80, выхлопной трубы с искрогасителем, стеллажей, гидравлический индикатор (ГИВ-6) и др.
— демонтаж укрытия рабочей площадки, электрооборудования, извлечение якорных оттяжек и др.)
— вызов притока газа (ПР при переводе скважины на конденсат, перевод скважины на конденсат, перевязка ЦА с трубным пространством скважины, промывка скважины конденсатом, отработка скважины на факел и др.)
— заключительные работы (снятие емкостей, демонтаж оборудования и др.) и прочие работы (герметизация и разгерметизация устья скважины и др.).

Таким образом, в ходе ВНП проверяющим, необходимо исследовать комплекс работ на скважинах через призму данного в Приказе №279 определения понятия реконструкции. Если налогоплательщик осуществляет комплекс работ по восстановлению работоспособности скважины, целью которого является существенное изменение конструкции скважины (полная замена эксплуатационной колонны с изменением ее диаметра, толщины стенки, механических свойств), то проверяющим необходимо отказывать налогоплательщикам в правомерности отражения таких затрат в расходах на ремонт основных средств и увеличивать сумму капитальных вложений в виде реконструкции или технического перевооружения скважины, в соответствии с пунктом 2 ст. 257 НК РФ.

Инспекция в ходе контрольной деятельности признает вышеуказанную последовательность работ как комплекс работ по техническому перевооружению скважины.

Литература:
1. Налоговый кодекс Российской Федерации;
2. Закона «О недрах» от 21 февраля 1992 года № 2395-1
3. Постановление Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003 г. N 71 «Об утверждении «Правил охраны недр»
4. Постановление Госгортехнадзора РФ от 22 мая 2002 г. N 22
«Об утверждении нормативного правового акта»
5. «Временной классификации скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений», утвержденных приказом Министерства природных ресурсов от 07.02.2001 №126