Виды месторождений, технологические схемы добычи газа и конденсата. Налоговые правонарушения, выявляемые в ходе анализа технологических схем эксплуатации месторождений.

В настоящее время выделяют 3 основных типа месторождений углеводородного сырья зависимости от видов содержащихся в них полезных ископаемых. Упрощенная классификация, построенная по принципу «вид содержащегося полезного ископаемого – тип месторождения», выглядит следующим образом:

1) Газовое месторождение – газовая залежь или совокупность газовых залежей, приуроченных к общему участку поверхности и подчиненных единой тектонической структуре. В разрезе многозалежного месторождения на одной площади имеется несколько газовых залежей, расположенных одна под другой на разной глубине. Газовые месторождения разрабатываются без поддержания давления, на естественном режиме. Чисто газовые месторождения имеют в составе газа 94-99% метана и незначительное количество этана, пропана; более тяжелые углеводороды присутствуют в виде следов. В газе газовых месторождений могут наблюдаться примеси CO2, N2, H2S, He. Пример газового месторождения – Медвежье (лицензия ООО «Надымгазпром»);

2) Газоконденсатное месторождение (ГКМ) – газоконденсатная залежь или несколько залежей — газоконденсатных или газоконденсатных + газовых, приуроченных к общему участку поверхности и единой тектонической структуре. Некоторые залежи могут сопровождаться нефтяными оторочками непромышленного значения. В случае многозалежных газоконденсатных месторождений в верхней части разреза, как правило, находятся скопления газа, практически не содержащие газового конденсата (газовые залежи). Состав пластового газа в различных ГКМ сильно варьируется. Обычно, основным компонентом большинства таких месторождений является метан (70-90 об.%).. Кроме того, в пластовом газе содержатся тяжелые углеводороды (от C5H12 до C20H42), сероводород, азот, углекислый газ, гелий. В конденсатах многопластовых месторождений сверху вниз по разрезу обычно уменьшается доля метановых и возрастает концентрация ароматических углеводородов. В процессе разработки газоконденсатных месторождений может существенно меняться фазовое состояние пластовых смесей и, как следствие этого, состав добываемого газа. Если в газе содержится мало конденсата или запасы его невелики, месторождение может разрабатываться как обычное газовое.

3) Газонефтеконденсатное месторождение — газонефтеконденсатная залежь либо комбинация газоконденсатных и нефтяных залежей, последние — в виде самостоятельных скоплений или крупных оторочек промышленного значения. Возможны несколько вариантов разработки газонефтеконденсатных месторождений:

• отбор в начальный период эксплуатации только нефти (в этом случае надолго консервируется газовая часть месторождения);
• отбор главным образом газа (при этом могут происходить потери нефти вследствие разгазирования и заполнения нефтью пор, ранее занятых газом);
• одновременный отбор нефти и газа.

Как правило, наиболее рациональным является одновременный отбор всех полезных ископаемых с применением сайклинг-процесса

Следует отметить, что при эксплуатации того или иного месторождения углеводородного сырья извлечение полезных ископаемых производится из конкретных залежей. Тип залежи может не совпадать с типом месторождения (если только речь не идет об однозалежном месторождении, т.е. месторождении, состоящем из одной залежи). Так, например, Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение является многозалежным, в котором верхняя залежь (сеноманская) – чисто газовая, из которой добывается только природный горючий газ, а глубокая залежь – неокомская, является нефтегазоконденсатной.

Разработка и эксплуатация месторождений ведется на основании Проекта разработки, который обычно составляется научно-исследовательскими организациями на основании данных разведки, исследования скважин и запасов газа, утвержденных Государственной комиссией по запасам (ГКЗ).

В процессе разработки разрабатываются конкретные залежи месторождения, в случае если месторождение многозалежевое на разработку каждой залежи составляется отдельный проект разработки.

С типами разрабатываемых залежей связаны и технологии, применяемые при промысловой подготовке извлекаемого сырья, поэтому хотелось бы описать типы залежей более подробно:

Газовая залежь — естественное скопление природного газа в ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой из непроницаемых пород. Размеры газовой залежи от нескольких десятков тысяч куб. м до нескольких трлн. куб. м газа.

Газоконденсатная залежь (ГКЗ) – единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в котором в парообразном состоянии находятся бензино-керосиновые и реже более высокомолекулярные компоненты. К газоконденсатным залежам относят залежи газа с содержанием конденсата (показатель конденсатности) не ниже 5-10 г/куб. м. По источнику жидких углеводородов выделяют первичные ГКЗ, образованные без участия нефтяных скоплений, и вторичные, формирующиеся за счет испарения части нефтяной смеси.

Газонефтеконденсатная залежь – залежь, содержащая газоконденсатную шапку и нефтяную оторочку промышленного значения. Состоит из двух термодинамических равновесных фаз: газообразной и жидкой (нефть). По сравнению с газоконденсатной залежью газовая фаза газонефтеконденсатной залежи отличается более высоким содержанием конденсата. Конденсат и нефти такой залежи близки по своему углеводородному составу.

Определение типа месторождения и вида, добываемых из него полезных ископаемых является ключевым моментом для определения объекта налогообложения в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых.

Технологические схемы эксплуатации месторождений.

Технологические схемы, применяемые при эксплуатации месторождений, устанавливаются проектом разработки. Принципы, применяемые при добыче газа и конденсата, в большинстве случаев одинаковы и выглядят следующим образом:

Технологическая схема разработки и промысловой подготовки на газовом месторождении (залежи):
— газ из скважин по системе шлейфов и коллекторов поступает на Установку комплексной подготовки газа;
— на УКПГ газ проходит 2 стадии подготовки, а именно: очистку от механических примесей и осушку;
— далее газ очищенный и осушенный газ, доведенный до ОСТа, подается в магистральный газопровод для транспортировки потребителю;

В ряде случаев отмечается наличие газового конденсата в газовых (сеноманских) залежах и газовых месторождениях в количествах не превышающих 1 г./м3. Однако, несмотря на относительно малое содержание при больших объемах добычи природного газа это приводит к значительному извлечению газового конденсата. Например, на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении за 2005 год из недр, таким образом, было извлечено более 2000 тонн нестабильного газового конденсата.

На данный факт следует обращать пристальное внимание при проведении проверки, поскольку газовый конденсат, извлекаемый из газа при его осушке, в большинстве случаев не учитывается налогоплательщиками как добытое полезное ископаемого. Помимо налоговых последствий факт извлечения газового конденсата из газовых месторождений влечет за собой нарушение законодательства «О недрах» поскольку организации в нарушение «Положения о порядке учета запасов полезных ископаемых…» не производят постановку на учет в государственном балансе полезных ископаемых газового конденсата Сеноманских залежей. Необходимо отметить, что по итогам проверки ООО «Ямбурггаздобыча» Обществом на этапе рассмотрения возражений на акт выездной налоговой проверки была произведена постановка на государственный баланс «Сеноманского конденсата»

Каким образом можно установить выделяется ли конденсат при разработке газовых залежей?

В большинстве случаев, данный факт предусмотрен проектом разработки, однако применительно к Заполярному нефтегазоконденсатному месторождению данный факт был установлен только после детального изучения проектной документации на Установки комплексной подготовки газа, проведения опросов технического персонала месторождения и осмотров самих Установок комплексной подготовки газа.

Технологическая схема разработки и промысловой подготовки на газоконденсатном месторождении (залежи):
— газожидкостная смесь по системе коллекторов и шлейфов скважин подается на УКПГ;
— далее газожидкостная смесь проходит через сепаратор, где происходит разделение природного газа и жидкости, а так же первичная очистка от механических примесей;
— после сепаратора газ подается сначала на установки осушки для доведения до ОСТа, а затем в магистральный газопровод;
— жидкость после первичного сепаратора поступает на установки низкотемпературной сепарации, где из нее удаляется вода и остаток природного газа;
— газовый конденсат далее направляется либо на переработку, либо реализуется;

Основной особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что учет количества добытого полезного ископаемого ведется на выходе из установок комплексной подготовки газа. То есть уже после того, как произошло разделение газожидкостной смеси на входящие в ее состав компоненты.

Поскольку количество выделяемого на промысловой стадии подготовки газового конденсата зависит от пластового давления, то в период падающей добычи и низкого пластового давления происходит не полное извлечение газового конденсата из природного газа, что в свою очередь приводит к тому, что значительные объемы газового конденсата для целей налога на добычу полезных ископаемых учитываются в составе природного газа, что в свою очередь приводит к неуплате налога, основанной на том, что по природному газу ставка налога составляет 147 руб./1000м3, а по газовому конденсату 17,5% от цены реализации. Рассмотрим пример:
— по данным декларации Обществом добыто 1 000 000 тыс. м3 газа., уплачен налог в сумме 147 млн. руб.;
— по данным паспортов качества на добытый газ:
Массовое содержание тяжелых углеводородов в нем составило 12 г./м3, процентное содержание тяжелых углеводородов составило 0,41 %об.
Цена реализации газового конденсата за период составляла 1000 руб./тонна.
Пересчитываем количество газового конденсата, содержащегося в газе из единиц объема в единицы массы. В единицах массы в составе природного газа было учтено (1 000 000 000 м3*0,000012 тонн/м3 ) 12 000 тонн газового конденсата, объем которого составил 4 100 тыс. м3. Таким образом, газовый конденсат в составе природного газа был обложен налогом на добычу полезных ископаемых в сумме (4 100 тыс. м3* 147 руб.) 602 700 руб.
При цене реализации конденсата в 1000 руб./тонна сумма налога подлежащего в бюджет составит 12 000 * 1000 *17,5% = 2 100 000 руб.

Детальная проверка правильности исчисления и уплаты налога на добычу полезных ископаемых невозможно без детального изучения всех факторов влияющих на процессы добычи.

***

Юридический центр «Советник». Ссылка