В МЭР-ах есть колонки "добыча за месяц" и "накопленная с начала года", последнюю, вестимо, и вычитают из "остаточных запасов" в 6ГР.
Понятно. Тогда вопрос по порядку заполнения МЭР. Для МЭР какие данные используются? Насколько я понимаю, данные для графы "добыча за месяц" расчитываются.
Понятно. Тогда вопрос по порядку заполнения МЭР. Для МЭР какие данные используются? Насколько я понимаю, данные для графы "добыча за месяц" расчитываются.
Кстати, кто может, скиньте любой пример МЭРа.
На производстве есть суточная добыча, сумма за месяц дает "добычу за месяц". В идеале "ост.запасы в 6ГР" = "начальные" - "добыча по МЭРам", в реальности могут быть нестыковки по различным причинам. Вообще МЭР-ы - документы для внутренней работы предприятия и они наиболее точно описывают реальность (в смысле сколько добыто с конкретного месторожедния, пласта, залежи).
Вообще МЭР-ы - документы для внутренней работы предприятия и они наиболее точно описывают реальность (в смысле сколько добыто с конкретного месторожедния, пласта, залежи).
Для чего нужен МЭР - это понятно. Но из каокго источника берутся данные для него. Со "Спутника"? ГЗС работает НЕнепрерывно, поэтому, как мне объясняли, ее данные в виду значительной погрешности используются для оперативного учета. Тогда что за данные попадают в МЭР?
Что это за причины? Пример, какой-нибудь поясните - пока непонятно. Для чего нужен МЭР - это понятно. Но из каокго источника берутся данные для него. Со "Спутника"? ГЗС работает НЕнепрерывно, поэтому, как мне объясняли, ее данные в виду значительной погрешности используются для оперативного учета. Тогда что за данные попадают в МЭР?
Например, может быть так: по проектному документу на месторождении Х годовой уровень добычи Y, но на деле добыча оказалась больше, для отчета это хуже чем меньше, так как считается что недра разрабатываются нерационально, поэтому добычу "сверх плана" на бумаге могут перекинуть на другое месторождение. Или так: на деле месторождение не разрабатывается (скважины в аварии и т.п.), чтоб не отобрали лицензию "скидывают" на это месторождение часть добычи с другого. Ну и все в таком духе.
У нас, насколько знаю, с нефтепарков данные берутся.
У нас, насколько знаю, с нефтепарков данные берутся.
Именно так. С парка товарной нефти, по откачке в Транснефть или еще куда там откачивают. По ГЗУ тоже могут считать, если товарный парк один на группу месторождений и отсечь добычу с конкретного месторождения, не говоря уже про отдельно взятый куст, не представляется технически возможным.Тогда берут замеры по ГЗУ, выводят среднее за месяц, посмотрят внимательно в пол, потом в потолок, потом на палец, и выводят. И пока получаемые цифры в ладах с проектными документами, фиг кто прицепится.
Иной системы учета добычи (не сдачи, а именно добычи), тем более с разбивкой по месторождениям, пластам, кустам и отдельным скважинам просто не существует. Насколько велико расхождение между фактически добытой нефтью и заявленной в отчетности? Вопрос интересный, но имхо, только для налоговиков. Для реального списания запасов по 6-ГР, имхо, это расхождение некритично. Ну, пока власти не решат взять хозяина НК за одно место.
Именно так. С парка товарной нефти, по откачке в Транснефть или еще куда там откачивают.
Во, то, что я и, видимо, и хотел услышать. То есть на практике, берут объем уже подготовленной до требований ГОСТ нефти, прибавляют объемы, истраченные на свои нужды, потери, разницу в остатках и получают ту самую добычу, которую мы видим в МЭР, а далее в 6-ГР? Поправьте меня, если я не прав.
Если так, то вопрос следующий. Потери как определяют? Берут тупо норматив?
А если была авария, то аварийные потери, как считают и как ЧТО списывают? Или у нас аварий не бывает инструкцию по учету нефти перечитал несколько раз - про аварийные потери не нашел. Но там говорится о неком расходе нефти при ремонте скважин. Может это и есть аварийные потери?
Во, то, что я и, видимо, и хотел услышать. То есть на практике, берут объем уже подготовленной до требований ГОСТ нефти, прибавляют объемы, истраченные на свои нужды, потери, разницу в остатках и получают ту самую добычу, которую мы видим в МЭР, а далее в 6-ГР? Поправьте меня, если я не прав.
Если так, то вопрос следующий. Потери как определяют? Берут тупо норматив?
А если была авария, то аварийные потери, как считают и как ЧТО списывают? Или у нас аварий не бывает инструкцию по учету нефти перечитал несколько раз - про аварийные потери не нашел. Но там говорится о неком расходе нефти при ремонте скважин. Может это и есть аварийные потери?
Повторюсь, наверное, не вполне внятно выразился выше. Если у вас одно месторождение и один объект разработки, то вы легко можете посчитать добычу по товарному парку. Но если у вас в товарный парк посупает нефть с нескольких месторождений, да еще и добытая из разных объектов, то посчитать добычу иначе, чем выведя среднее по замерам дебитов на ГЗУ вы никак не сможете. Ибо в РВС товарного парка вся нефть смешается. Да, вам будет известна добыча по предприятию. Но для целей списания запасов по 6-ГР вам нужна добыча по каждому объекту (пласту). И если у вас одна УППН на три месторождения, то - только по спутникам. С последующими подгонками, подправками и подчистками.
Физически при нашей системе узнать точную добычу - просто нереально. А МЭРы пишутся не на основании замеров в товарных РВС, а на основании т.н. "шахматок", т.е., опять же, основой для написания МЭРа служат замеренные на ГЗУ дебиты, приведенные к количеству часов работы скважины за месяц. Ну и от добросовестности операторов и технолога цеха многое зависит.
10-процентный "разбег" между расчетной добычей и замеренной никого не удивляет. И является головной болью генерального директора и главного инженера. Ибо прокуратура об этом тоже знает и буде нужда "генерала" посадить - могила тому им же подписанными МЭРами уже вырыта. Плавали, знаем.
Теперь по поводу прочих расходов. Расход нефти на ремонты скважин называется технологическими (а не аварийными) потерями, он заранее рассчитывается (исходя из запланированного количества), известен и безусловно является частью добычи в контексте списания запасов. Само собой, в течении года могут быть отклонения фактических потерь от запланированных, но они невелики (несколько тонн, даже в крупных предприятиях) и при списании запасов ими можно пренебречь.
Что касается аварий, то в контексте заданного вопроса давайте говорить лишь об авариях, повлекших за собой потери уже добытой нефти. Мне известны только два вида аварий, которые следует здесь приниммать во внимание: порывы трубопроводов товарной нефти и аварийные выбросы при КРС (разрыв задвижки на ФА при отработке после ГРП, к примеру). Открытые фонтаны мы в потерях можем учитывать лишь умозрительно, там никак не замеришь объем выброшенной нефти. Потери при порыве трубопровода определяются легко, простым расчетом. То же и при другой упомянутой мной аварии.
Но! Аварии такого рода случаются редко и учитывать их при списании запасов на регулярной основе, разумеется, никто не станет. И, опять, такие потери относительно невелики, ничтожные доли процента от извлекаемых запасов и пытаться учитывать их в балансе запасов просто не имеет смысла. За исключением реальных ЧП, упаси нас Господи от таких.
Теперь по поводу прочих расходов. Расход нефти на ремонты скважин называется технологическими (а не аварийными) потерями, он заранее рассчитывается (исходя из запланированного количества), известен и безусловно является частью добычи в контексте списания запасов.
То есть эти потери попадают в норматив?
Раз про потери разговор, то может подскажите ответ на следующий вопрос. Мне как-то расказывали, что бывают ситуации, когда в пласт закачивается ранее добытая нефть. Причем речь шла о значительных объемах. И вот возникли вопросы:
- надо ли отражать эту нефть в 6-ГР как добытую - или может надо нефть отразить как добытую и одновременно показать увеличение запасов?
Если то, о чем я говорю, вам знакомо, то подскажите, что это за ситуации, когда происходит обратная закачка нефти. Про маркированную нефть знаю, но ее объемы как правило мизерны. А в моем случае, я думаю, речь идет о тоннах (не уверен, но исхожу из того, что изза мизерных объемов морочиться никто бы не стал). Может поможет идентифицировать мой случай вот такое замечание - на жаргоне такую нефть называли "возвратной".
поэтому добычу "сверх плана" на бумаге могут перекинуть на другое месторождение. Или так: на деле месторождение не разрабатывается (скважины в аварии и т.п.), чтоб не отобрали лицензию "скидывают" на это месторождение часть добычи с другого. Ну и все в таком духе.
Если у вас так делается, как Вы пишите, то, главного геолога надо гнать и чем быстрее, тем лучше, пока не посадили генерального.
Теперь, что касается заданного вопроса. Баланс запасов нефти (форма 6ГР) ведется по залежам месторождения ежегодно. С баланса списывается добытая за год нефть, которая отражается в месячном эксплуатационном рапорте (МЭР). В МЭР поступает информация по каждой скважине, соответственно и по каждому пласту. Входным документом подачи информации по скважинам служат суточные рапорта, в котором указывается суточный дебит жидкости, замеренный на ЗУ, обводненность при данном дебите, количество дней работы скважины на этом дебите. Если хотите, то это данные «шахматки». Если скважина весь месяц проработала с одним дебитом и постоянной обводненностью (теоритически), то в суточном рапорте подается одна запись. Если дебит жидкости менялся 10 раз, то и записей в суточном рапорте будет 10. То же самое относится и к обводненности. Если скважина имела простои, то они также отражаются в суточном рапорте. Как правило, в элементарных программках уже забит инструментарий расчета дебита нефти и добычи нефти за весь месяц. Надо сказать о том, что в базах данных по скважинам и пластам должны быть справочники скважин и пластов, в которых отображается постоянная информация по этим объектам (данные по скважины, свойства нефти, свойства пласта и т.д.). Раньше суточный рапорт подавался в службу технологических режимов в конце месяца, к так называемому «закрытию» месяца. Сегодня мне известны компании, в которых суточный рапорт подается, сразу по истечению суток. Итак, информация по скважинам получена и добыча за месяц подсчитана. Но это только предварительное «закрытие» месяца. Окончательное «закрытие» месяца по добычи нефти будет, если я не ошибаюсь, в 6 часов первого числа месяца. Поэтому, 1 число месяца носит название «коротких» суток, а 30 (31) называется «длинными» сутками. Окончательную цифру добычи нефти дает товарный парк. Добыча нефти определяется как сумма сдачи нефти за месяц, которая снимается только строго с коммерческого узла и технологических потерь, которые определяются по нормативам и фактическим потерям на различные нужды (здесь есть определенные заморочки). Добыча предварительного «закрытия» месяца отличается от фактического «закрытия». Находится коэффициент расхождения, после чего дебит нефти, а соответственно и дебит жидкости и обводненность (здесь так же есть определенные заморочки), по всем скважинам корректируются этим коэффициентом и в МЭРе появляется цифра добычи нефти, соответствующая товарному парку. Как правило, цифра добычи нефти предварительного «закрытия» больше цифры фактического «закрытия». Что бы расхождение было как можно меньше, необходимо вести учет массы нефти по каждому ДНС (УПСВ) с которых поступает нефть в товарный парк. Массу нефти по ДНС можно определить применяя поправочные коэффициенты на изменение объема нефти в зависимости от температуры, давления и газосодержания. Накопленная добыча за год, полученная по МЭРам списывается с баланса запасов по каждой залежи. Службе, занимающей ведением баланса запасов париться как получилась цифра в МЭРе не стоит. Это головная боль главного геолога предприятия владельца лицензии на добычу нефти.
Окончательное «закрытие» месяца по добычи нефти будет, если я не ошибаюсь, в 6 часов первого числа месяца. Поэтому, 1 число месяца носит название «коротких» суток, а 30 (31) называется «длинными» сутками. Окончательную цифру добычи нефти дает товарный парк.
То есть все таки без подгонки не обходится!?
Вы можете как-то прояснить мой вопрос про возвратную нефть? Как она отражается в 6-ГР?
Вы можете как-то прояснить мой вопрос про возвратную нефть? Как она отражается в 6-ГР?
Про закачку нефти в пласт ничего не слышал. Это какой-то бред. Ведь из пласта добывают пластовую нефть, а закачивать будут совсем другую. Хорошо знаю, что приёмистось пластов по нефти очень низкая. Допускаю, что могут производиться незначительные обработки пласта, но так чтобы добытую нефть вновь закачивали в плас – не слышал. Что касается «возвратной» нефти. Может быть, речь идет о том, что в один месяц нефтедобытчики показали добычу нефти, по договоренности с транснефтью, больше фактической добычи, а в следующем месяце вернули это количество нефти, но в отчете её не показали. Это игры высоко сидящих дядей. Может быть «возвратная» нефть это то, о чем выше говорил Maxim B. Внутри одного предприятия в одном месяце перекидывают нефть между месторождениями и товарными парками, а в следующем месяце возвращают. Это чревато тем, что можно увлечься и «забыть» вернуть нефть соответствующим месторождениям. Но скорей всего, «возвратная» нефть, это та, которая всегда имеется в достаточном количестве любого товарного парка и которой ежемесячно компенсируют избыток добычи нефти (добыли фактически больше плана – возвратная нефть увеличилась) или недостаток добычи по отношению к плану (добыли фактически меньше плана – возвратная нефть уменьшилась). В форме 6 – ГР эта нефть не отражается. Да и вообще нигде официально не отражается. Но, ППНщики свою бухгалтерию ведут. Если я не ошибаюсь «прятать» её можно во «взливах» по резервуарам, хотя не уверен.
Впервые о таком слышу. Нельзя ли в целях моего ликбза пояснить, с какой целью производится обратная закачка нефти в пласт, да еще и "в значительных объемах"? Единицы тонн для целей учета запасов значения не имеют. Для учета запасов знчение имеют как минимум десятки, но скорее - сотни и тысячи тонн.
Честное слово, про тонны мог и соврать. Просто к нам редко обращаются по копеечным вопросам. Только из этого я сделал вывод, что речь идет о тоннах. Вот собственно вопрос, с которым я столкнулся несколько лет назад:
Цитата
В каком порядке надо производить списание возвартной нефти (то есть нефть, которая участвует частично в технологическом процессе (промывка, глушение и т.д.), и, которая возвращается в пласт) с государственного баланса запасов?
В каком порядке надо производить списание возвратной нефти (то есть нефть, которая участвует частично в технологическом процессе (промывка, глушение и т.д.), и, которая возвращается в пласт) с государственного баланса запасов?
Нефть, используемая для технологических нужд
не возвращается
в пласт! Она теряется. И списывается на технологические потери. Причем, доля этой нефти в общем балансе предприятия крайне невелика - макс. первые единицы процентов.
т.е. нефть УППН уже покинула, а до КУУН еще не дошла. и в балансе нефти по предприятию она учитывается. А вот в движении запасов - не учитывается. Держится "в уме".
Кстати, давайте и это обсудим. То есть что у нас есть. Нефть, соответствующая ГОСТ, ушла с ППН и несколько КМ идет до входа в магистраль, где у нас стоит КУУН. За время пути потери могут быть? В норматив они не входят. Соответственно, если они будут, то на практике мы про них никому не скажем? Так и оставим держать" в уме"?
Сюда же. Я знаю, что у некоторых НК после ППН стоят открытые танки (не помню как они по-научному называются), из которых нефть может испаряться. Но в норматив потерь эти испарения в последнее время перестали попадать (по крайней мере у части "дочек" Русснефти так). Если у нас узел учета стоит только на входе в Транснефть, то мы можем эти испарения банально не показать?
Например? Я видел собственными глазами все до единого объекты подготовки и перекачки нефти ОАО НК "РуссНефть". Многие из них - не по разу. Что-то мне нигде на глаза "открытые" РВС не попадались. Кто-то вам, извиняюсь за разговорный жанр, по ушам ездит.
Также сообщаю интересную новость для ваших бухгалтеров - совсем недавно в Москве одна из Лукойловских дочек доказала в суде (кассационной инстанции), что платить НДПИ в течение 2002-2008 гг. надо с объема нефть-нетто. Так что, кто так не делал, могут потребовать возврата налогов за последние три года.
Еще один вопрос появился. Когда мы прибавляем норматив потерь, мы его применяем к нефти, вышедшей из ППН, или к нефти из ППН + нефть, истраченной на собственные нужды?
Еще один вопрос появился. Когда мы прибавляем норматив потерь, мы его применяем к нефти, вышедшей из ППН, или к нефти из ППН + нефть, истраченной на собственные нужды?
Добыча нефти (которая будет показана в МЭРе и списанная с баланса запасов по итогам года по форме 6ГР) = Сдача нефти + Наличие в парке + Потери нефти. Сдача нефти – это то, что вышло изППП. (показания снимаются с коммерческого узла учета нефти). Наличие в парке – это разность наличия нефти в резервуарах парка отчетных суток и предыдущих. (определяется взливами РВС) Потери = Технологические потери + Отпуск нефти. Технологические потери рассчитываются по нормативам. Отпуск нефти – это, то количество подготовленной нефти, которое уходит на нужды предприятия (обработка скважин, ГРП на нефти, котельные и тд.) с нефтеналива. Эта нефть не доходит до коммерческого узла учета. Отпуск нефти рассчитывается, обосновывается, утверждается и оформляется соответствующими бумагами.
При вводе в эксплуатацию нового нефтяного коллектора, к добыче нефти (которая будет в МЭРе) добавляется объем (масса) нефти соответствующая объему коллектора и обводненности его продукции.
При поступлении в парк чужой нефти (другой компании), из добычи нефти (которая будет в МЭРе) этот объем (масса) отнимается. Должен быть хорошо налажен учет этой чужой нефти.
Я прочитал, но ответ на свой вопрос не увидел. Норматив у нас выражен в %%. Эти проценты надо применить к какой-то массе (объему). Так вот мы применяем ее к показаниям узла коммерческого учета или мы должна предварительно добавтить к эти показаниям ОТПУСК НЕФТИ?
Мамонт пишет:
При вводе в эксплуатацию нового нефтяного коллектора, к добыче нефти (которая будет в МЭРе) добавляется объем (масса) нефти соответствующая объему коллектора и обводненности его продукции.
Коллектор - это что? Труба от устья до ППН или от ППН до коммерческого счетчика?
То есть получается, что в первом периоде эксплуатации мы списываем с баланса дополнительно к показаниям узла учета нефть в трубе? Мне казалось, что надо списывать с баланса только разницу уровней: начально и конечного. В первом периоде у нас разница отрицательная, поэтому ничего не списывается. Если считать, что на протяжении эксплуатации промысла уровень в трубе константа (незначительные колебания не в счет), то нефть в трубе должна быть списана только в последнем периоде эксплуатации. Я свою позицию вывожу из инструкции по учету нефти. Может я не прав, но мне интересно, на чем строится ваша позиция?
Вопрос в продолжение примера с коллектором. Если у нас между ППН и узлом учета есть несколько км трубы, то надо ли увеличивать показания узла учета на кол-во нефти в указанной трубе (вариант: на разницу в уровнях)?
Вопрос в продолжение примера с коллектором. Если у нас между ППН и узлом учета есть несколько км трубы, то надо ли увеличивать показания узла учета на кол-во нефти в указанной трубе (вариант: на разницу в уровнях)?
Показания узла учета вы никак не увеличите. Показания есть показания. А вот добычу нефти, по логике, надо увеличить, прибавив к показаниям узла учета объем (массу) нефти который потребовался для заполнения этой трубы, если до этого она была пустой. Может труба предварительно была заполнена нефтью из статьи «потери» (отпуск на собственные нужды), тогда прибавлять ничего не надо, т.к. этот объем будет показан в потерях.
В МЭРе - это сдача (коммерческий узел) + наличие (разница уровней в резервуарах) + потери нефти + объем новых труб (в случае ввода их в эксплуатацию).
Так все же: каким нормативным актом устанавлена необходимость включать вдобычу новые трубы? На мой взгляд это ведет к тому, что нас потом заставят заплатить с этой трубы два раза налог. Объясняю.
Мы платим налог с объема добычи. Общий подходк определению объема добычи показания счетчика + потери + разница в уровнях. При вводе новой трубы часть нефти наполняет трубу и не доходит до ППН. Это не ПОТЕРИ - по крайней мере значительная часть этой нефти может быть извлечена из трубы в конце концов. Поэтому мы не будем ее отражать до тех пор, пока она не дойдет до счетчика.
Если же мы сразу включим новую трубу в добычу, то нас заставят заплатить с нее налог (труба же не входит в норматив потерь). Но самое неприятное, что в последнем периоде, когда объем этой трубы пройдет через узел учета (я же правильно понимаю, что в трубе останутся только мертвые остатки, а большая часть нефти все таки из трубы может быть откачена), то нас заставят заплатить за эту трубу еще раз. То есть двойное налогообложение.
Избежать такой ситуации в теории можно несколькими способами:
1) не включать новую трубу в объем добычи в первом периоде (мое предложение и я пока не увидел нарушения какой-либо нормы в данном варианте. Если я не прав, то подскажиет, какая норма нарушена) 2) не прокачивать через узел учет ПОСЛЕДНИЙ объем нефти в трубе (возможно, чсисто технически это и не возможно - тогда напишите, что происходит с нефтью в трубе в последнем периоде добычи) 3) не списывать в последнем периоде объем трубу с баланса (хороий вариант, но хотелось бы понять, почему он более правильный, чем первый вариант).
Правильно было бы написать мне формулу так: Добыча нефти = сдача (коммерческий узел) + наличие (разница уровней в резервуарах) + потери нефти + остатки в трубах.
TaxHelp пишет:
3) не списывать в последнем периоде объем трубу с баланса (хороий вариант, но хотелось бы понять, почему он более правильный, чем первый вариант).
Списывать добычу нефти, показанную при вводе трубы в эксплуатацию (фактически добытую) надо ежемесячно (ежеквартально, ежегодно) на протяжении всей эксплуатации трубы по мере обводнения трубы. Надо вести бухгалтерию по остаткам в трубах.
10-процентный "разбег" между расчетной добычей и замеренной никого не удивляет. И является головной болью генерального директора и главного инженера. Ибо прокуратура об этом тоже знает и буде нужда "генерала" посадить - могила тому им же подписанными МЭРами уже вырыта. Плавали, знаем.
Хочу вот к этому вопросу вернуться. Кто-нибудь может мне объяснить, ГОСТ Р 8.615-2005 обязателен или нет или обязателен в каких-то случаях? Исходя из этого ГОСТа, как я понял, "разбега" быть не должно.
если мы нефть продаем в сыром виде или отдаем в стороннюю организацию на подготовку, то подгонку под результат, который получится у покупателя (переработчика) делаем, или используем неоткорретированные данные ГЗУ?
подниму старый пост.. подскажите должны ли быть одинаковыми графы 12 и 15 в форме 6ГР , если нет, то чем они принципиально отличаются для нефти, газа и конденсата. спасибо.
подниму старый пост.. подскажите должны ли быть одинаковыми графы 12 и 15 в форме 6ГР , если нет, то чем они принципиально отличаются для нефти, газа и конденсата. спасибо.
Что на это говорит инструкция
"В графе 12 показываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо про¬верить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов нефти, чис¬лящихся на 1 января отчетного года (7 графа), вычитается количе¬ство нефти, добытой из недр за отчетный год (графа 8) и к разно¬сти прибавляются (или вычитаются из нее) запасы нефти, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11).Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 12."
" В графе 15 указывается остаток утвержденных запасов кат.А+В+С1 на месторождениях всех групп промышленного освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.Остаток запасов определяется путем вычитания из утвержден¬ных запасов, запасов списанных (после их утверждения) в резуль¬тате добычи нефти, разведки, переоценки или неподтверждения. При исчислении остатка запасов не учитываются запасы, списанные по вышеуказанным причинам, за пределами контуров блоков их ут¬верждения кат.А, В и С1.Остаток утвержденных запасов не должен превышать запасы кат.А+В+С1, числящиеся на месторождении на 1 января следую¬щего за отчетным года."
Посмотрел у нас за 2010 год, по одному месторождению одинаковые, по другому разные - в графе 12 учтены изменения оперативного подсчета запасов, в графе 15 эти изменения не учитываются.
Посмотрел у нас за 2010 год, по одному месторождению одинаковые, по другому разные - в графе 12 учтены изменения оперативного подсчета запасов, в графе 15 эти изменения не учитываются.
скорее всего так и есть.. .только странно ведь сейчас ОПЗ тоже в ГКЗ рассматривают.. смысл этой графы отпадает наверно
Господа, каким образом списать запасы из нескольких пропластков после проведения ГРП? теоретически известно что трещина цепляет несколько, но в МЭР добыча показана с перфорированного соответсвенно. как выходим из таких ситуаций?
у нас 6 ГР по пропласткам и по районам еще разбита... геология-линзовидные пропластки. вот делаем ГРП в скважинах вскрывших несколько пропластков, по расчетам и анализам трещина вскрывает все три пропластка, перфорирован соотвественно только один
Добывайте списывая на перфорированный пласт, к чему эти сложности. На многих месторождениях 6гр это фикция, потом подсчет запасов подкрутите как надо либо кин/киг поднимете
Добывайте списывая на перфорированный пласт, к чему эти сложности. На многих месторождениях 6гр это фикция, потом подсчет запасов подкрутите как надо либо кин/киг поднимете
Совершенно согласен, списывайте на перфорированный пласт. Помимо ГРП есть и подсчетные объекты с тонкой перемычкой неколлектора между ними, которая на части площади может вообще отсутствовать, т.е. возможны межпластовые перетоки. Как их учесть? Да никак, это невозможно!!! В последующем все нивелируется КИНами, ГКЗ вроде не возражает, хотя и могут заставить объединить подсчетные объекты.
Если склоняешься, то почему у вас в проекте разработки не раскрывается методы учёта добычи одновременно из нескольких подсчетных объектов? Давайте, включайте результаты ГРП и потом убивайтесь, но давайте расчет добычи по каждому пласту. Тебя же проклянут и распнут за такое.
У всех одинаково
списание по суммарной добыче за год на основании МЭР - Месячного рапорта.
Кстати, кто может, скиньте любой пример МЭРа.
Вообще МЭР-ы - документы для внутренней работы предприятия и они наиболее точно описывают реальность (в смысле сколько добыто с конкретного месторожедния, пласта, залежи).
Например, может быть так: по проектному документу на месторождении Х годовой уровень добычи Y, но на деле добыча оказалась больше, для отчета это хуже чем меньше, так как считается что недра разрабатываются нерационально, поэтому добычу "сверх плана" на бумаге могут перекинуть на другое месторождение. Или так: на деле месторождение не разрабатывается (скважины в аварии и т.п.), чтоб не отобрали лицензию "скидывают" на это месторождение часть добычи с другого. Ну и все в таком духе.
У нас, насколько знаю, с нефтепарков данные берутся.
А "спутники" в первую очередь используются для замеров дебитов.
Именно так. С парка товарной нефти, по откачке в Транснефть или еще куда там откачивают. По ГЗУ тоже могут считать, если товарный парк один на группу месторождений и отсечь добычу с конкретного месторождения, не говоря уже про отдельно взятый куст, не представляется технически возможным.Тогда берут замеры по ГЗУ, выводят среднее за месяц, посмотрят внимательно в пол, потом в потолок, потом на палец, и выводят. И пока получаемые цифры в ладах с проектными документами, фиг кто прицепится.
Иной системы учета добычи (не сдачи, а именно добычи), тем более с разбивкой по месторождениям, пластам, кустам и отдельным скважинам просто не существует. Насколько велико расхождение между фактически добытой нефтью и заявленной в отчетности? Вопрос интересный, но имхо, только для налоговиков. Для реального списания запасов по 6-ГР, имхо, это расхождение некритично. Ну, пока власти не решат взять хозяина НК за одно место.
Во, то, что я и, видимо, и хотел услышать. То есть на практике, берут объем уже подготовленной до требований ГОСТ нефти, прибавляют объемы, истраченные на свои нужды, потери, разницу в остатках и получают ту самую добычу, которую мы видим в МЭР, а далее в 6-ГР? Поправьте меня, если я не прав.
Если так, то вопрос следующий. Потери как определяют? Берут тупо норматив?
А если была авария, то аварийные потери, как считают и как ЧТО списывают? Или у нас аварий не бывает
инструкцию по учету нефти перечитал несколько раз - про аварийные потери не нашел. Но там говорится о неком расходе нефти при ремонте скважин. Может это и есть аварийные потери?
Повторюсь, наверное, не вполне внятно выразился выше. Если у вас одно месторождение и один объект разработки, то вы легко можете посчитать добычу по товарному парку. Но если у вас в товарный парк посупает нефть с нескольких месторождений, да еще и добытая из разных объектов, то посчитать добычу иначе, чем выведя среднее по замерам дебитов на ГЗУ вы никак не сможете. Ибо в РВС товарного парка вся нефть смешается. Да, вам будет известна добыча по предприятию. Но для целей списания запасов по 6-ГР вам нужна добыча по каждому объекту (пласту). И если у вас одна УППН на три месторождения, то - только по спутникам. С последующими подгонками, подправками и подчистками.
Физически при нашей системе узнать точную добычу - просто нереально. А МЭРы пишутся не на основании замеров в товарных РВС, а на основании т.н. "шахматок", т.е., опять же, основой для написания МЭРа служат замеренные на ГЗУ дебиты, приведенные к количеству часов работы скважины за месяц. Ну и от добросовестности операторов и технолога цеха многое зависит.
10-процентный "разбег" между расчетной добычей и замеренной никого не удивляет. И является головной болью генерального директора и главного инженера. Ибо прокуратура об этом тоже знает и буде нужда "генерала" посадить - могила тому им же подписанными МЭРами уже вырыта. Плавали, знаем.
Теперь по поводу прочих расходов. Расход нефти на ремонты скважин называется технологическими (а не аварийными) потерями, он заранее рассчитывается (исходя из запланированного количества), известен и безусловно является частью добычи в контексте списания запасов. Само собой, в течении года могут быть отклонения фактических потерь от запланированных, но они невелики (несколько тонн, даже в крупных предприятиях) и при списании запасов ими можно пренебречь.
Что касается аварий, то в контексте заданного вопроса давайте говорить лишь об авариях, повлекших за собой потери уже добытой нефти. Мне известны только два вида аварий, которые следует здесь приниммать во внимание: порывы трубопроводов товарной нефти и аварийные выбросы при КРС (разрыв задвижки на ФА при отработке после ГРП, к примеру). Открытые фонтаны мы в потерях можем учитывать лишь умозрительно, там никак не замеришь объем выброшенной нефти. Потери при порыве трубопровода определяются легко, простым расчетом. То же и при другой упомянутой мной аварии.
Но! Аварии такого рода случаются редко и учитывать их при списании запасов на регулярной основе, разумеется, никто не станет. И, опять, такие потери относительно невелики, ничтожные доли процента от извлекаемых запасов и пытаться учитывать их в балансе запасов просто не имеет смысла. За исключением реальных ЧП, упаси нас Господи от таких.
Раз про потери разговор, то может подскажите ответ на следующий вопрос. Мне как-то расказывали, что бывают ситуации, когда в пласт закачивается ранее добытая нефть. Причем речь шла о значительных объемах. И вот возникли вопросы:
- надо ли отражать эту нефть в 6-ГР как добытую
- или может надо нефть отразить как добытую и одновременно показать увеличение запасов?
Если то, о чем я говорю, вам знакомо, то подскажите, что это за ситуации, когда происходит обратная закачка нефти. Про маркированную нефть знаю, но ее объемы как правило мизерны. А в моем случае, я думаю, речь идет о тоннах (не уверен, но исхожу из того, что изза мизерных объемов морочиться никто бы не стал). Может поможет идентифицировать мой случай вот такое замечание - на жаргоне такую нефть называли "возвратной".
Теперь, что касается заданного вопроса.
Баланс запасов нефти (форма 6ГР) ведется по залежам месторождения ежегодно. С баланса списывается добытая за год нефть, которая отражается в месячном эксплуатационном рапорте (МЭР). В МЭР поступает информация по каждой скважине, соответственно и по каждому пласту. Входным документом подачи информации по скважинам служат суточные рапорта, в котором указывается суточный дебит жидкости, замеренный на ЗУ, обводненность при данном дебите, количество дней работы скважины на этом дебите. Если хотите, то это данные «шахматки». Если скважина весь месяц проработала с одним дебитом и постоянной обводненностью (теоритически), то в суточном рапорте подается одна запись. Если дебит жидкости менялся 10 раз, то и записей в суточном рапорте будет 10. То же самое относится и к обводненности. Если скважина имела простои, то они также отражаются в суточном рапорте. Как правило, в элементарных программках уже забит инструментарий расчета дебита нефти и добычи нефти за весь месяц. Надо сказать о том, что в базах данных по скважинам и пластам должны быть справочники скважин и пластов, в которых отображается постоянная информация по этим объектам (данные по скважины, свойства нефти, свойства пласта и т.д.). Раньше суточный рапорт подавался в службу технологических режимов в конце месяца, к так называемому «закрытию» месяца. Сегодня мне известны компании, в которых суточный рапорт подается, сразу по истечению суток.
Итак, информация по скважинам получена и добыча за месяц подсчитана. Но это только предварительное «закрытие» месяца. Окончательное «закрытие» месяца по добычи нефти будет, если я не ошибаюсь, в 6 часов первого числа месяца. Поэтому, 1 число месяца носит название «коротких» суток, а 30 (31) называется «длинными» сутками. Окончательную цифру добычи нефти дает товарный парк. Добыча нефти определяется как сумма сдачи нефти за месяц, которая снимается только строго с коммерческого узла и технологических потерь, которые определяются по нормативам и фактическим потерям на различные нужды (здесь есть определенные заморочки). Добыча предварительного «закрытия» месяца отличается от фактического «закрытия». Находится коэффициент расхождения, после чего дебит нефти, а соответственно и дебит жидкости и обводненность (здесь так же есть определенные заморочки), по всем скважинам корректируются этим коэффициентом и в МЭРе появляется цифра добычи нефти, соответствующая товарному парку. Как правило, цифра добычи нефти предварительного «закрытия» больше цифры фактического «закрытия». Что бы расхождение было как можно меньше, необходимо вести учет массы нефти по каждому ДНС (УПСВ) с которых поступает нефть в товарный парк. Массу нефти по ДНС можно определить применяя поправочные коэффициенты на изменение объема нефти в зависимости от температуры, давления и газосодержания.
Накопленная добыча за год, полученная по МЭРам списывается с баланса запасов по каждой залежи. Службе, занимающей ведением баланса запасов париться как получилась цифра в МЭРе не стоит. Это головная боль главного геолога предприятия владельца лицензии на добычу нефти.
Вы можете как-то прояснить мой вопрос про возвратную нефть? Как она отражается в 6-ГР?
Единицы тонн для целей учета запасов значения не имеют. Для учета запасов знчение имеют как минимум десятки, но скорее - сотни и тысячи тонн.
Что касается «возвратной» нефти.
Может быть, речь идет о том, что в один месяц нефтедобытчики показали добычу нефти, по договоренности с транснефтью, больше фактической добычи, а в следующем месяце вернули это количество нефти, но в отчете её не показали. Это игры высоко сидящих дядей.
Может быть «возвратная» нефть это то, о чем выше говорил Maxim B. Внутри одного предприятия в одном месяце перекидывают нефть между месторождениями и товарными парками, а в следующем месяце возвращают. Это чревато тем, что можно увлечься и «забыть» вернуть нефть соответствующим месторождениям.
Но скорей всего, «возвратная» нефть, это та, которая всегда имеется в достаточном количестве любого товарного парка и которой ежемесячно компенсируют избыток добычи нефти (добыли фактически больше плана – возвратная нефть увеличилась) или недостаток добычи по отношению к плану (добыли фактически меньше плана – возвратная нефть уменьшилась).
В форме 6 – ГР эта нефть не отражается. Да и вообще нигде официально не отражается. Но, ППНщики свою бухгалтерию ведут. Если я не ошибаюсь «прятать» её можно во «взливах» по резервуарам, хотя не уверен.
Честное слово, про тонны мог и соврать. Просто к нам редко обращаются по копеечным вопросам. Только из этого я сделал вывод, что речь идет о тоннах. Вот собственно вопрос, с которым я столкнулся несколько лет назад:
В каком порядке надо производить списание возвартной нефти (то есть нефть, которая участвует частично в технологическом процессе (промывка, глушение и т.д.), и, которая возвращается в пласт) с государственного баланса запасов?
Нефть, используемая для технологических нужд
не возвращается
в пласт! Она теряется. И списывается на технологические потери. Причем, доля этой нефти в общем балансе предприятия крайне невелика - макс. первые единицы процентов.
т.е. нефть УППН уже покинула, а до КУУН еще не дошла. и в балансе нефти по предприятию она учитывается. А вот в движении запасов - не учитывается. Держится "в уме".
Кстати, давайте и это обсудим. То есть что у нас есть. Нефть, соответствующая ГОСТ, ушла с ППН и несколько КМ идет до входа в магистраль, где у нас стоит КУУН. За время пути потери могут быть? В норматив они не входят. Соответственно, если они будут, то на практике мы про них никому не скажем? Так и оставим держать" в уме"?
Сюда же. Я знаю, что у некоторых НК после ППН стоят открытые танки (не помню как они по-научному называются), из которых нефть может испаряться. Но в норматив потерь эти испарения в последнее время перестали попадать (по крайней мере у части "дочек" Русснефти так). Если у нас узел учета стоит только на входе в Транснефть, то мы можем эти испарения банально не показать?
Например? Я видел собственными глазами все до единого объекты подготовки и перекачки нефти ОАО НК "РуссНефть". Многие из них - не по разу. Что-то мне нигде на глаза "открытые" РВС не попадались. Кто-то вам, извиняюсь за разговорный жанр, по ушам ездит.
Всем, кто откликнулся, спасибо за ваши ответы!
Также сообщаю интересную новость для ваших бухгалтеров - совсем недавно в Москве одна из Лукойловских дочек доказала в суде (кассационной инстанции), что платить НДПИ в течение 2002-2008 гг. надо с объема нефть-нетто. Так что, кто так не делал, могут потребовать возврата налогов за последние три года.
Еще один вопрос появился. Когда мы прибавляем норматив потерь, мы его применяем к нефти, вышедшей из ППН, или к нефти из ППН + нефть, истраченной на собственные нужды?
Сдача нефти – это то, что вышло изППП. (показания снимаются с коммерческого узла учета нефти).
Наличие в парке – это разность наличия нефти в резервуарах парка отчетных суток и предыдущих. (определяется взливами РВС)
Потери = Технологические потери + Отпуск нефти.
Технологические потери рассчитываются по нормативам.
Отпуск нефти – это, то количество подготовленной нефти, которое уходит на нужды предприятия (обработка скважин, ГРП на нефти, котельные и тд.) с нефтеналива. Эта нефть не доходит до коммерческого узла учета. Отпуск нефти рассчитывается, обосновывается, утверждается и оформляется соответствующими бумагами.
При вводе в эксплуатацию нового нефтяного коллектора, к добыче нефти (которая будет в МЭРе) добавляется объем (масса) нефти соответствующая объему коллектора и обводненности его продукции.
При поступлении в парк чужой нефти (другой компании), из добычи нефти (которая будет в МЭРе) этот объем (масса) отнимается. Должен быть хорошо налажен учет этой чужой нефти.
Я прочитал, но ответ на свой вопрос не увидел.
Коллектор - это что? Труба от устья до ППН или от ППН до коммерческого счетчика?Норматив у нас выражен в %%. Эти проценты надо применить к какой-то массе (объему). Так вот мы применяем ее к показаниям узла коммерческого учета или мы должна предварительно добавтить к эти показаниям ОТПУСК НЕФТИ?
Вопрос в продолжение примера с коллектором. Если у нас между ППН и узлом учета есть несколько км трубы, то надо ли увеличивать показания узла учета на кол-во нефти в указанной трубе (вариант: на разницу в уровнях)?
Мы платим налог с объема добычи. Общий подходк определению объема добычи показания счетчика + потери + разница в уровнях. При вводе новой трубы часть нефти наполняет трубу и не доходит до ППН. Это не ПОТЕРИ - по крайней мере значительная часть этой нефти может быть извлечена из трубы в конце концов. Поэтому мы не будем ее отражать до тех пор, пока она не дойдет до счетчика.
Если же мы сразу включим новую трубу в добычу, то нас заставят заплатить с нее налог (труба же не входит в норматив потерь). Но самое неприятное, что в последнем периоде, когда объем этой трубы пройдет через узел учета (я же правильно понимаю, что в трубе останутся только мертвые остатки, а большая часть нефти все таки из трубы может быть откачена), то нас заставят заплатить за эту трубу еще раз. То есть двойное налогообложение.
Избежать такой ситуации в теории можно несколькими способами:
1) не включать новую трубу в объем добычи в первом периоде (мое предложение и я пока не увидел нарушения какой-либо нормы в данном варианте. Если я не прав, то подскажиет, какая норма нарушена)
2) не прокачивать через узел учет ПОСЛЕДНИЙ объем нефти в трубе (возможно, чсисто технически это и не возможно - тогда напишите, что происходит с нефтью в трубе в последнем периоде добычи)
3) не списывать в последнем периоде объем трубу с баланса (хороий вариант, но хотелось бы понять, почему он более правильный, чем первый вариант).
Правильно было бы написать мне формулу так:
Списывать добычу нефти, показанную при вводе трубы в эксплуатацию (фактически добытую) надо ежемесячно (ежеквартально, ежегодно) на протяжении всей эксплуатации трубы по мере обводнения трубы. Надо вести бухгалтерию по остаткам в трубах.Добыча нефти = сдача (коммерческий узел) + наличие (разница уровней в резервуарах) + потери нефти + остатки в трубах.
Хочу вот к этому вопросу вернуться. Кто-нибудь может мне объяснить, ГОСТ Р 8.615-2005 обязателен или нет или обязателен в каких-то случаях? Исходя из этого ГОСТа, как я понял, "разбега" быть не должно.
если мы нефть продаем в сыром виде или отдаем в стороннюю организацию на подготовку, то подгонку под результат, который получится у покупателя (переработчика) делаем, или используем неоткорретированные данные ГЗУ?
РД 07-203-98"
Может пригодится.
подниму старый пост.. подскажите должны ли быть одинаковыми графы 12 и 15 в форме 6ГР , если нет, то чем они принципиально отличаются для нефти, газа и конденсата. спасибо.
Что на это говорит инструкция
"В графе 12 показываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо про¬верить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов нефти, чис¬лящихся на 1 января отчетного года (7 графа), вычитается количе¬ство нефти, добытой из недр за отчетный год (графа 8) и к разно¬сти прибавляются (или вычитаются из нее) запасы нефти, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11).Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 12."
" В графе 15 указывается остаток утвержденных запасов кат.А+В+С1 на месторождениях всех групп промышленного освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.Остаток запасов определяется путем вычитания из утвержден¬ных запасов, запасов списанных (после их утверждения) в резуль¬тате добычи нефти, разведки, переоценки или неподтверждения. При исчислении остатка запасов не учитываются запасы, списанные по вышеуказанным причинам, за пределами контуров блоков их ут¬верждения кат.А, В и С1.Остаток утвержденных запасов не должен превышать запасы кат.А+В+С1, числящиеся на месторождении на 1 января следую¬щего за отчетным года."
ну да.. я раз 15 прочитал:) но как то не доходит, поэтому прошу на пальцах объяснить:)
Посмотрел у нас за 2010 год, по одному месторождению одинаковые, по другому разные - в графе 12 учтены изменения оперативного подсчета запасов, в графе 15 эти изменения не учитываются.
Мое понимание - 12 включает в себя все, 15 только промвшленные категории А+В+С1
не, если 12 графа будет все включать (в т.ч.С2) то как мы добычу тогда списываем по С2 чтоль..??
скорее всего так и есть.. .только странно ведь сейчас ОПЗ тоже в ГКЗ рассматривают.. смысл этой графы отпадает наверно
ABC1 и С2 указываются по отдельности в 12.
В свое время 15 графу не заполняли.
Господа, каким образом списать запасы из нескольких пропластков после проведения ГРП? теоретически известно что трещина цепляет несколько, но в МЭР добыча показана с перфорированного соответсвенно. как выходим из таких ситуаций?
Трещина цепляет разные объекты разработки? (маловероятно). В форме 6ГР такой детализации нет.
у нас 6 ГР по пропласткам и по районам еще разбита... геология-линзовидные пропластки. вот делаем ГРП в скважинах вскрывших несколько пропластков, по расчетам и анализам трещина вскрывает все три пропластка, перфорирован соотвественно только один
Добывайте списывая на перфорированный пласт, к чему эти сложности. На многих месторождениях 6гр это фикция, потом подсчет запасов подкрутите как надо либо кин/киг поднимете
Совершенно согласен, списывайте на перфорированный пласт. Помимо ГРП есть и подсчетные объекты с тонкой перемычкой неколлектора между ними, которая на части площади может вообще отсутствовать, т.е. возможны межпластовые перетоки. Как их учесть? Да никак, это невозможно!!! В последующем все нивелируется КИНами, ГКЗ вроде не возражает, хотя и могут заставить объединить подсчетные объекты.
Ага, а потом на месторождениях КИНы по 50-60%, и модели адаптируются под это.
я все таки склоняюсь что надо списывать правильно)
Если склоняешься, то почему у вас в проекте разработки не раскрывается методы учёта добычи одновременно из нескольких подсчетных объектов? Давайте, включайте результаты ГРП и потом убивайтесь, но давайте расчет добычи по каждому пласту. Тебя же проклянут и распнут за такое.
боюсь что такие методы ни в одном проекте не раскрываются...
боюсь что такие методы контроля никакая экономика не выдержит