НДПИ рассчитывается по формуле в
ц б
К
К
Н
Н
×
×
=
, где Н – налог на добычу полезных ископаемых, руб./т;
Н
б
– базовая ставка налога, руб./т;
К
ц
– коэффициент, характеризующий динамику мировых ценна нефть Кв – коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр. Базовая ставка НДПИ устанавливается законодательно. По состоянию наг. базовая ставка НДПИ принята равной 419 руб./т. Коэффициент, характеризующий динамику мировых ценна нефть (
К
ц
), определяется ежемесячно по формуле
(
15)
/ 261
ц
К
Ц
Р
=
−
×
, где Ц средний за налоговый период уровень цен нефти сорта
«Urals»
, долл./барр.;
15 долл./барр. – так называемая цена отсечения, при которой НДПИ не взимается Р – среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемый Центральным банком Российской Федерации, руб./долл. Значение Ц определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов, деленная на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.
320 Коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов конкретного участка недр (Кв, определяется на основе величин степени выработанности в следующем порядке (табл. 27.3): Таблица 27.3 Коэффициенты выработанности для расчета понижающих ставок НДПИ [4(1)] При Св < 0,8 Кв = 1 При 0,8 ≤ Св ≤ 1 Кв 3,8-3,5× С в При Св > 1 Кв = 0,3 В приведенных выше выражениях Св – степень выработанности запасов конкретного участка недр – рассчитывается на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых закален- дарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв, по формуле Св , где N – сумма накопленной добычи нефти на конкретном участке недр включая потери при добыче) поданным государственного баланса запасов полезных ископаемых за календарный год, предшествующий налоговому периоду, в котором происходит применение коэффициента Кв V – начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) и определяемые как сумма запасов категорий А, В, Си С по конкретному участку недр в соответствии сданными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 года. При добыче сверхвязкой нефти, добываемой из участков недр, содержащих нефть вязкостью более 200 мПа св пластовых условиях, при использовании прямого метода учета количества добытой нефти на конкретных участках недр налогообложение производится поставке НДПИ, равной 0 руб./т. 321 При добыче газового конденсата ставка НДПИ составляет 17,5 % от цены реализации. При добыче природного горючего газа ставка НДПИ установлена в размере 147 рублей за 1 000 кубических метров газа. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) является федеральным налогом и подлежит полностью зачислению в бюджет Российской Федерации. Закон о недрах Закон принят в феврале 1992 г, в последующем в него вносились поправки (последние – в июне 2007 г. Закон регулирует отношения, возникающие в процессе изучения, использования и охраны недр территории Российской Федерации, ее континентального шельфа и морской исключительной экономической зоны, а также отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих производств, торфа, сапропелей и иных специфических минеральных ресурсов Недра – это часть земной коры, расположенной ниже почвенного слоя и дна водоемов, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. Используемые участки и неиспользуемые части недр в пределах государственных границ Российской Федерации составляют Государственный фонд недр, распоряжение которым осуществляется в интересах народов Российской Федерации. Определена компетенция Российской Федерации, ее субъектов и муниципальных образований в сфере регулирования отношений недропользования. Пользователями недр (за исключением использования для добычи радиоактивного сырья) могут быть субъекты предпринимательской деятельности независимо от форм собственности, в том числе юридические лица и граждане других государств, если иное не предусмотрено законодательными актами Российской Федерации. 322 Недра предоставляются в пользование на основании лицензии на определенный срок (от 5 до 25 лет – в зависимости от вида пользования) или без ограничения срока. Определены основания прекращения этого права. Пользование недрами является платным (за исключением случаев освобождения отплаты отдельных категорий пользователей. Система платежей включает в себя платежи за право на пользование недрами отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы сбор за выдачу лицензий акцизный сбор платежи за пользование акваторией и участками морского дна. Кроме того, пользователи недр уплачивают налоги, сборы и другие платежи, предусмотренные законодательством заземлю, за геологическую информацию и т.д. Закон содержит правовые и экономические основы комплексного рационального использования и охраны недр. За его нарушение предусматривается уголовная и административная ответственность.
323 ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 1 Метод расчета параметров плоскорадиального фильтрационного потока упругой жидкости Для расчета плоскорадиального фильтрационного потока упругой жидкости используем основную формулу теории упругого режима фильтрации
[6]:
( )
( )
;
,
;
0
,
1 2
2
∞
=
=
=
=
∂
∂
+
∂
∂
=
∂
∂
r при p
t r
p при p
t r
p r
p r
r p
t к к 0
0 0
0
kh
Q
r p
r const
Q
r p
r kh Умножим обе части выражения на величину к, тогда получим безразмерную функцию
;
u p
p к )
( )
2
;
1
,
;
0 1
,
1 0
0 2
2
Q
khp
Q
r u
r при t
r u
t при t
r u
r u
r r
u t
u к ]
(
)
1 3
4 1
2 3
1
,
,
,
но r
f p
χ
( )
;
;
t r
u
χ
ξ
ξ
=
Φ
=
324
;
1 1
1 1
1 1
1
;
2 2
1
/
//
/
//
2 2
/
3
/
Φ
+
Φ
=
Φ
+
Φ
=
∂
∂
+
∂
∂
Φ
−
=
−
Φ
=
∂
∂
t t
t t
r t
r u
r r
u t
t r
t u
χ
χ
ξ
χ
χ
χ
ξ
χ
;
1 1
1 2
/
//
/
Φ
+
Φ
=
Φ
−
t t
t
χ
ξ
χ
χ
ξ
;
1 2
/
//
/
Φ
+
Φ
=
Φ
−
ξ
ξ
;
1 2
/
//
+
Φ
−
=
Φ
ξ
ξ
( )
(
)
;
1 2
ln
/
//
/
/
+
−
=
Φ
Φ
=
Φ
ξ
ξ
( )
(
)
;
1 2
ln
/
ξ
ξ
ξ
d d
+
−
=
Φ
( )
;
ln
4
ln
2
/
ξ
ξ
−
−
=
Φ
C
( )
;
ln
2
ln
2
/
+
−
=
Φ
ξ
ξ
C
;
2 2
2 2
ln
2
ln
2
/
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
−
−
−
−
−
=
=
=
Φ
e
C
e
Ce
Ce
( )
;
1 0
2 2
C
d e
C
+
=
Φ
∫
−
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
;
0 2
/
2
/
0 2
/
2 2
2
Q
C
Ce e
C
d e
C
=
=
=
Φ
⇒
=
=
Φ
=
−
−
−
∫
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
;
2 2
2 2
2 2
1 2
0 2
1 0
2
∫
∫
∫
∫
∞
−
∞
−
∞
−
−
−
=
+
−
=
+
=
Φ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
d e
Q
C
C
d e
Q
d e
Q
C
d e
Q
( )
;
1 1
2
=
⇒
=
∞
Φ
C
325
;
2 2
2
1
1 2
2 2
2 2
2
∫
∫
∞
−
∞
−
−
=
−
=
Φ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
ξ
d e
Q
d так как
( )
[
]
( )
[
]
[ ]
( )
( )
;
t где dt t
d
=
=
∫
∫
∞
∞
ξ
ψ
ϕ
ξ
ψ
ξ
ψ
ϕ
ξ
ψ
ξ
Тогда
;
4 2
1 2
2
1 2
1 2
2 2
2
−
−
−
=
−
−
−
=
−
=
Φ
∫
∞
−
t r
Ei
Q
Ei
Q
dt t
e
Q
t
χ
ξ
ξ
;
4 4
1 4
2
1 2
0 2
−
−
−
=
−
−
−
=
=
t r
Ei khp
Q
t r
Ei
Q
p p
u к
к
χ
π
µ
χ
;
4 4
2 0
−
−
−
=
t r
Ei kh
Q
p p
к
χ
π
µ
Зависимость для интегральной показательной функции
Ei имеет вид, показанный на рис. П 1.1 Рис. П 1.1 График интегральной показательной функции Зависимость интегральной показательной функции представляет собой
∫
∞
−
=
−
−
t r
t dt t
e t
r
Ei
χ
χ
4 2
2 4
( )
( )
∑
∞
=
+
−
+
−
=
−
−
1 1
!
1 5772
,
0 1
ln n
n n
x nn x
x
Ei
,
( )
5772
,
0 1
ln
−
≈
−
−
x x
Ei
326 При этом погрешность не превосходит
%
25
,
0
, если
01
,
0 4
2
≤
=
t r
x
χ
;
%
1
, если
03
,
0
≤
x
;
%
7
,
5
, если
1
,
0
≤
x
;
%
7
,
9
, если Для значений
1 4
2
<<
t r
χ
( )
−
−
=
5772
,
0 4
ln
4
,
2 0
r t
kh
Q
p t
r к )
t r
e
Q
rh r
p k
t r
Q
χ
π
µ
4 0
2 2
,
−
=
∂
∂
=
, t
r e
rh
Q
w
χ
π
4 0
2 Пьезометрические кривые припуске скважины с постоянным дебитом
0
Q
krh
Q
r p
c r
r
π
µ
2 Приложение 1 Перечень методов увеличения нефтеотдачи Таблица П 1.1 Код технологии Краткое наименование технологии (состав) Условное наименование технологии
1 Не требуется воздействия Не треб.
2 Водорастворимые поверхностно-активные вещества ПАВ вр
3 Состав на основе серной кислоты 1
АСК нз
4 Состав на основе серной кислоты 2
АСК внз
5 Смачиватель
ТНФ
6 Состав на основе щелочи и соляной кислоты
ЩСПК+HCl
7 Аммонийная соль
АмСел
8 Полиакриламид
ПАА
9 Микробиологическое воздействие
МБВ даф
10
Маслорастворимые поверхностно-активные вещества ПАВ мр
327 11 Гидрофобная эмульсия
ГФобЭм
12 Состав на основе солей алюминия 1
СКА
13 Состав на основе солей алюминия 2 з
14 Биополимер 1
БиоПол
15 Целлюлоза
ОЭЦ
16
Полимерно-гелевая система
ТпСкрин
17 Сшитая полимерная система
СПС
18 Состав на основе жидкого стекла 1
НмЖС
19 Состав на основе жидкого стекла 2
ВмЖС
20
Силикат-полимерный гель
СПГ
21 Управляемый силикатный гель 1
УСГ
22
Полимер-дисперсная система
ПДС
23
Потокоотклоняющий состав 1
СНПХ-95м
24
Потокоотклоняющий состав 2
ДНПХ-1 25
Потокоотклоняющий состав 3
ПДС+ГОК
26
Коллоидно-дисперсная система
КДС
27
Полимер-гелевая композиция
ПГК
28
Волокнисто-дисперсная система
ВДС
29
Полимер-органическая система
ПОрС
328 Приложение 2 Перечень методов обработки призабойной зоны пласта Таблица П 2.2 Код технологии Краткое наименование технологии Условное наименование технологии Не требуется воздействия Не треб.
2 Кислотный поверхностно-активный состав
КПАС
3
Глинокислотная обработка
ГКО
4
Декольматация
Дклм
5 Состав на основе серной кислоты 3
АСК и
6
Кислотно-имплозионное воздействие
КИВ
7 Состав на основе соляной кислоты 1
СНПХ-9010 8 Состав на основе соляной кислоты 2
НСКО
9 Состав на основе соляной кислоты 3
ГСКО
10 Состав на основе соляной кислоты 4
КНН
11
Свабирование
Сваб
12 Сейсмоакустическое воздействие
САВ
13
Акустико-химическое воздействие
АХВ
14
Дилатантно-волновое воздействие
ДВВ
15 Растворитель
Дстл
16
Химико-депрессионное воздействие
КХДВ
17
Имплозионное воздействие
Импл
18 Гидроразрыв пласта
ГРП
19 Эмульсионный состав
СНПХ-9633 20 Состав с упруго-деформируемой фазой
РзКр
21 Реагент многофункционального действия
РМД-1 22
Гидрофобизатор
Плсл
23 Биополимер 2
БиоПм
24
Водонабухающий полимер
ВНП
25
Вязкоупругая система
ВУС
26 Состав на основе солей алюминия 3 з
27 Состав на основе жидкого стекла 3
ВмЖС
28 Состав на основе жидкого стекла 4
НмЖС
29 Состав на основе жидкого стекла 5
Гп+ЖС
30 Управляемый силикатный гель 2
УСГ
31
Силикат-гелевая система
МСГС
32 Кремнийорганическое соединение
КрОС
33
Кольматация
Клмт
329 Приложение 3 Перечень параметров обучения нейросистемы Таблица П 3.3 Код параметра Параметры 2 Карбонатность, % 3 Глинистость, % 4 Проницаемость, мкм 5 Нефтенасыщенность текущая, % 6 Расстояние до водонасыщенного пластам Толщина нефтенасыщенного пластам Температура, град.С 9 Вязкость нефти, мПа·с 10 Содержание асфальтенов и смол в нефти, % 11 Содержание парафинов в нефти, % 12 Минерализация пластовой воды, кг/куб. м 13 Минерализация закачиваемой воды, кг/куб. м 14 Соотношение скважин, ед. 15 Приемистость, куб. м/сут 16 Производительность, куб. м/сут 17 Темп изменения производительности, ед. 18 Плотность отбираемой воды, т/куб. м 18 Темп изменения плотности отбираемой воды, ед. 20 Давление пластовое, МПа 21 Дебит жидкости средний, т/сут 22 Темп изменения среднего дебита жидкости, ед. 23 Обводненность средняя, % 24 Темп изменения средней обводненности, ед. 25 Дебит нефти средний, т/сут 26 Коэффициент вариации дебитов жидкости, ед. 27 Расстояние до контура нефтеносности, м 28 Количество проведенных ОПЗ 29 Количество проведенных ВИР
330 Список литературы
(1)- я часть
1. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья- М КУбКа, 1997. -352 с.
2. Муслимов Р.Х. О роли геологической науки в добыче трех миллиардов тонн нефти в Татарстане // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 7.
3. Налоговый кодекс Российской Федерации. Часть I от 31 июля 1998 г.
№ 146-ФЗ; часть II от 5 августа 2000 г. № 117-ФЗ (с изменениями от 30 марта, 9 июля 1999 г, 2 января, 5 августа, 29 декабря 2000 г, 24 марта,
30 мая, 6, 7, 8 августа, 27, 29 ноября, 28, 29, 30, 31 декабря 2001 г, 29 мая, 24, 25 июля, 24, 27, 31 декабря 2002 г, 6, 22, 28 мая, 6, 23, 30 июня,
7 июля, 11 ноября, 8, 23 декабря 2003 г.
4. Федеральный закон Российской Федерации от 27 июля 2006 г. № 151-
ФЗ "О внесении изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации.
5. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М Недра,
1998.- 364 с.
6. Кадет В.В. Методы математической физики в решении задач нефтегазового производства курс лекций- М Ижевск Ин-т компьютерных исследований, 2004.- 147 с. я часть
1. КМ. Мусин, ОС. Сотников Моделирование слоисто-неоднородного песчано-глинистого коллектора с использованием модифицированных относительных фазовых проницаемостей // Нефтепромысловое дело. – 2008.
№9. – С. 11-15.
2. Скворцов ЭВ. К одномерной задаче вытеснения нефти водой в трещи- новато-пористой среде // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. 1967.
№5. С. 164-168.
331 3. Подземная гидромеханика / Басниев К.С. и др. М Ижевск Институт компьютерных исследований, 2006. 488 с.
4. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений методы, теория, практика) / Р.Р. Ибатуллин и др. М Недра–Бизнес- центр, 2004. 292 с.
5. Фазлыев РТ. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М Недра, 1979. 254 с.
6. Butler, R.M., G.S., Mc Nab, and H.Y. Lo: Theoretical Studies on the Gravity
Drainage of Heavy Oil During In-Situ Steam Heating, Canadian Journal of
Chemical Engineering, 1981, pp. 455-460.
7. Butler, R.M., Stephens, D.I.: The Gravity Drainage of Steam-Heated Heavy
Oil to Parallel Horizontal Wells", J. of Can. Petrol. Tech., 1981, 20 (2), 90-96 8. Butler, R.M.: New Interpretation of the Meaning of the Exponent "m" in the
Gravity Drainage Theory for Continuously Steamed Wells. AOSTRA J. of
Res., 1985, 2 (1), pp. 67-71.
9. Butler, R.M.: Thermal Recovery of Oil and Bitumen, Prentice Hall
Publishing Company, New Jersey, 1991.
10. Термошахтная разработка нефтяных месторождений / Коноплев
Ю.П.[и др. М Недра–Бизнесцентр, 2006. 292 с.
11. Методы извлечения остаточной нефти / МЛ. Сургучев и др. М Недра с.
12. Anatoly B. Zolotukhin, Jann-Rune Ursin: Fundamentals of Petroleum
Reservoir Engineering - Kristiansand S., Høyskoleforlaget AS, 2000, 420.
13. Биометоды увеличения нефтеотдачи / НА. Еремин и др Лекционный курс. М РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина, 2002. 153 с.
14. Кильдишев ГС. Общая теория статистики. М Статистика, 1980. 423 с.
15. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / М-во экономики РФ, М-во фин. РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике. я редакция. М Экономика, 2000. 421 с.
332 16. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений /
Минтопэнерго РФ. Мс. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Приложение к Приказу МПР России от 21.03.2007 г. №61.
*** Kerr, R., Birdgeneau, Batt, B., Yang, P., Nieuwenburg, G., Rettger, P.,
Arnold, J., Bronicki, Y.:
The Long Lake Project – The First Field Integration of
SAGD and Upgrading
, SPE Paper 79072, 2002
**** Ибатуллин Р.Р., Гарипова ЛИ. Сборник задач по дисциплине Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений Учебно- методическое пособие- Альметьевск АГНИ, 2008.- 52 с.
19.1. Kastrop J.E. The quest noise over steam flooding // Petroleum Management.-
1964.-Vol.36.-N2.-p.82-36.
23.1. Вафин Р.В. Разработка нефтенасыщенных трещиновато-поровых коллекторов водогазовым воздействием на пласт. СПб.:ООО Недра, 2007. 217 с.
23.2. Крючков В.И., Бабуров В.И., Губеева Г.И. и др. Руководство по применению технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты РД Р
– 05753520 – 1125 – 94.
23.3 Romanov G.V., Lebedev N.A., Yusupova T.N., Zakirov R.Kh., Kryuchkov
V.I. Physical and Chemical Problems of IOR and A Combined Approach to Selec- tion of Technologies for Hardly Recoverable Oils // Progress in Mining and Oil- field Chemistry. Vol.3. 2001.
|
Скачать 5.67 Mb.