что такое стабилизированная нефть

Стабилизация газовых конденсатов

Газовыми конденсатами можно назвать смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы (МГП), а также жидкая смесь тяжелых углеводородов, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации.

Особенности стабилизации газовых конденсатов

Пластовая продукция ряда месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С5+), смесь которых принято называть газовым конденсатом.

Наряду с углеводородами С5+ конденсаты содержат также пропан, бутан и другие соединения.

Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером, в других преобладают нафтеновые или ароматические углеводороды.

Газовый конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели.

Газовый конденсат, в основном, это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от бледножелтого до желтовато-коричневого из-за примесей нефти.

Газовыми конденсатами можно назвать смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы (МГП), а также жидкая смесь тяжелых углеводородов, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации.

Газовый бензин содержит в своем составе углеводороды от этана до гептана, вклю­чительно.

Как товарный продукт нестабильный газовый бензин не находит применения, но входящие в его со­став пропан, изобутан, н-бутан, изопентан и т.д., а также стабильный газовый бензин, имеют широкое применение.

Сырой газовый конденсат, выносимый газом в виде капельной жидкости из скважины (10-500 г/м3) по своему составу более тяжелый и содержит углеводороды от этана (в малых количествах) до додекана (С12) и выше.

Технология переработки этого конденсата включает процессы: стабилизации; обезвоживания и обессоливания; очистки от серосодержащих примесей; перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием).

Иногда стабильный конденсат смешивают со стабильной нефтью, тогда последние 3 процесса совмещены с технологией первичной переработки нефти.

Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода:

1. Ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);

2. Ректификация в стабилизационных колоннах;

3. Комбинирование сепарации и ректификации.

1. Технология стабилизации конденсата дегазацией

Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении температуры и понижении давления.

Обычно такая технология процесса стабилизации применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор.

Для стабилизации конденсата можно применять 1-, 2- и 3-ступенчатые схемы дегазации.

Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число ступеней.

Это объясняется тем, что при увеличении числа ступеней доля отгона на каждой из них уменьшается, а уменьшение доли отгона влечет за собой и уменьшение уноса в газовую сферу целевых углеводородов конденсата.

Принципиальная технологическая схема установки стабилизации газового конденсата 2-ступенчатой дегазацией включает: дроссели; сепараторы 1 й и 2 й ступени дегазации; товарная емкость;

При ступенчатой дегазации газа давление на последующей ступени всегда меньше давления на предыдущей.

2. Технология стабилизации конденсата ректификацией

Сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн.

Она имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров и др.

Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в 2 х или 3 х колоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан).

На современных установках обычно применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты. стабилизация конденсат дегазация ректификация

Принципиальная схема типовой установки стабилизации конденсата с использованием 2 х ректификационных колонн включает дегазацию конденсата в сепараторе, разделение отсепарированной жидкости из сепаратора на 2 потока.

Один из них нагревается в теплообменнике и поступает в питательную секцию абсорбционно-отпарной колонны (АОК); другой в качестве орошения подается на верхнюю тарелку АОК.

Используются сепаратор; теплообменник; АОК;трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник

нестабильный конденсат; стабильный конденсат; газы стабилизации; ШФЛУ;

Обычно газ сепарации из сепаратора объединяют с верхним продуктом АОК и после дожатия направляют в магистральный газопровод (МГП).

Деэтанизированный конденсат из АОК направляют в стабилизатор, работающий по схеме полной ректификационной колонны.

Давление в стабилизаторе составляет 1,0-1,6 МПа.

Для подвода тепла в кубы колонн используют трубчатые печи.

На усовершенствованных установках стабилизации конденсата для повышения технологической гибкости и возможности переработки облегченного по фракционному составу конденсата из-за истощения месторождения газ сепарации из сепаратора 1 нагревают и подают в куб АОК как отдувочный газ.

Использование газа сепарации в качестве отдувочного позволяет в нижней части АОК снизить парциальное давление компонентов С3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и количество тепла, подводимого в трубчатой печи.

Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа включает сепаратор; рекуперативные теплообменники; АОК; трубчатые печи; стабилизатор; конденсатор-холодильник

Во время стабилизации конденсата с с подачей отдувочного газа согласно техпроцесса происходит преобразование: сырой конденсат- стабильный конденсат- газы стабилизации- ШФЛУ.

Источник

Стабилизация нефти

Полезное

Смотреть что такое «Стабилизация нефти» в других словарях:

Стабилизация нефти — (a. oil stabilization; н. Olstabilisierung; ф. stabilisation du petrole brut; и. estabilizacion de petroleo) извлечение широкой фракции лёгких углеводородов обычно от CH4 до C4H10 на промысле для их использования в качестве топлива или… … Геологическая энциклопедия

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ. — 26.СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ. Технологический процесс извлечения легких углеводородов из нефти с целью снижения давления насыщенных паров и получения нвфти,сохрэняю щей углеводородный состав и физико химические свойства в условиях её транспортирования и … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

стабилизация нефти — naftos stabilizavimas statusas T sritis chemija apibrėžtis Naftoje ištirpusių dujų išskyrimas. atitikmenys: angl. crude stabilization; oil stabilization rus. стабилизация нефти … Chemijos terminų aiškinamasis žodynas

Стабилизация нефти — ► crude stabilization Мероприятие, которое производится на промысле с целью избежать значительных потерь легко испаряющихся углеводородов при хранении и транспортировке нефти на нефтеперерабатывающие заводы. С этой целью испарившиеся углеводороды … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Стабилизация (упрочение) — Стабилизация (от лат. stabilis ≈ устойчивый, постоянный), упрочение, приведение в постоянное устойчивое состояние или поддержание этого состояния, например обеспечение постоянства каких либо процессов (например, стабилизация частоты), повышение… … Большая советская энциклопедия

стабилизация — 3.6.4 стабилизация (stabilisation): Состояние, при котором три отсчета показаний газоанализатора, взятые подряд с интервалом 2 мин при неизменном составе анализируемого газа отличаются между собой не более чем на ±1 % диапазона измерений.… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Стабилизация — I Стабилизация (от лат. stabilis устойчивый, постоянный) упрочение, приведение в постоянное устойчивое состояние или поддержание этого состояния, например обеспечение постоянства каких либо процессов (например, Стабилизация частоты),… … Большая советская энциклопедия

ОСТ 39.037-76: Сбор и подготовка нефти и нефтяного газа. Термины и определения — Терминология ОСТ 39.037 76: Сбор и подготовка нефти и нефтяного газа. Термины и определения: ( по клвооификеционным признакем в области его сбора и подготовки ) 46. НЕФТЯНОЙ ГАЗ. Ндп. Попутный газ. Нефтепромысловый газ. Газообразная смесь… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Нефтяной промысел — (a. oil field; и. Erdolfeld, Erdolforderfeld; ф. chantier petrolier, champ petrolier; и. explotaciones de petroleo, explotaciones petroleras, industrie petrolera) технол. комплекс, предназначенный для добычи и сбора нефти на м нии, a… … Геологическая энциклопедия

Нефть — [ναφτα (нафта)] жидкий каустобиолит, исходное звено в классификационном спектре нафтидов. Генетически Н. представляет собой обособившийся в самостоятельные скопления концентрат жидких, преимущественно углеводородных,… … Геологическая энциклопедия

Источник

Стабилизация нефти

Понятие стабилизации нефти подразумевает под собой процесс выделения из нее легких фракций. Целью данного процесса является снижение показателя потерь, возникающих из-за испарения, при осуществлении транспортировки от месторождения к нефтеперерабатывающим предприятиям. Невозможность обеспечить абсолютную герметичность трубопроводов и резервуаров, используемых для транспортировки, требует сохранения легких углеводородов, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, их отбора и транспортировки для дальнейшей переработки.

Сегодня выделяются два метода стабилизации нефти:

В соответствии с быстрым увеличением объема стабилизации нефти на промыслах в ближайшие годы возрастут эксплуатационные расходы, связанные с этим процессом. В связи с этим все большее значение приобретает учет и выявление резервов снижения этих расходов.

На нефтестабилизационных установках, как правило, получают два продукта: нестабильный бензин и неконденсируемый газ. Неконденсируемый газ используют в качестве топлива непосредственно на установках или направляют в газосборную сеть, после чего вместе с нефтепромысловым газом он поступает на газобензиновые заводы. В этом случае затраты на его получение определяются по уровню цен на нефтепромысловый газ. Из общей суммы эксплуатационных расходов по стабилизации нефти исключают суммы, полученные от реализации несконденсировавшегося газа.
Основную часть расходов стабилизационных установок составляет себестоимость нестабильного бензина. Величина себестоимости нестабильного бензина определяется, главным образом, методом и глубиной отбора легких углеводородов. Этими факторами обусловливается сложность установки и технологического процесса, расходы электроэнергии, топлива и материалов. Содержание извлекаемых углеводородов в сырой нефти, как указывалось выше, также значительно влияет на уровень себестоимости нестабильного бензина.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

Источник

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

Предотвратить потери нефти можно путем полной герме­тизации всех путей движения нефти. Однако некоторое не­совершенство существующих систем сбора и транспорта не­фти, резервуаров, технологии налива и слива не позволяют доставить нефть на переработку без потерь легких фракций. Следовательно, необходимо отобрать газы и легкие фракции нефти в условиях промысла и направить их для дальнейшей переработки.

Основную борьбу с потерями нефти требуется начинать с момента выхода ее из скважины. Ликвидировать потери лег­ких фракций нефти можно в основном применением рацио­нальных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. Под стабилизацией нефти следует понимать извлечение легких углеводородов, которые при нормальных условиях являются газообразными, для дальнейшего их использования в нефтехимической про­мышленности. Степень стабилизации нефти, т. е. степень извлечения легких углеводородов, для каждого конкретного месторождения зависит от количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, возможности реализации продуктов стабилизации, технологии сбора нефти и газа на промысле, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости после стабилизации из-за глубоко­го извлечения легких углеводородов, влияния стабилизации на бензиновый фактор нефти.

Существуют два различных метода стабилизации нефти — сепарация и ректификация.

Сепарация — отделение от нефти легких углеводородов и сопутствующих газов однократным или многократным испа­рением путем снижения давления (часто с предварительным подогревом нефти).

Ректификация — отбор из нефти легких фракций при однократном или многократном нагреве и конденсации с чет­ким разделением углеводородов до заданной глубины стаби­лизации.

Процесс сепарации может начинаться сразу же при дви­жении нефти, когда из нее отбирается газ, выделившийся в результате снижения давления или повышения температу­ры. При резком снижении давления в сепараторе значи­тельно увеличивается количество тяжелых углеводородов, уносимых свободным газом. При быстром прохождении не­фти через сепаратор возрастает количество легких углево­дородов в нефти.

При наличии газобензинового завода (с учетом затрат на содержание и эксплуатацию установок многоступенчатой се­парации) экономически целесообразно применять двухступен­чатую систему сепарации.

Для стабилизации нефти на промыслах используют в ос­новном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отде­ление газа от нефти, называют сепаратором. В сепарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно разделить на следующие основные типы:

1) по принципу действия — гравитационные, центробеж­ные (гидроциклонные), ультразвуковые, жалюзийные и др.;

2) по геометрической форме и положению в простран­стве — сферические, цилиндрические, вертикальные, гори­зонтальные и наклонные;

3) по рабочему давлению — высокого (более 2,5 МПа), среднего (0,6 — 2,5 МПа) и низкого (0 — 0,6 МПа) давления, вакуумные;

4) по назначению — замерные и рабочие;

5) по месту положения в системе сбора — первой, второй и концевой ступеней сепарации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции:

I — основную сепарационную;

Рис. 4.5. Вертикальный сепаратор: / — корпус; 2 — поплавок; 3 — дренажная трубка; 4 — наклонные плоско­сти; 5 — патрубок для ввода газожидкостной смеси; 6 — регулятор давле­ния; 7 — перегородка для выравнивания скорости газа; 8 — жалюзийная насадка; 9 — регулятор уровня; 10 — патрубок для сброса нефти; 11 — раздаточный коллектор; 12 — люк; 13 — заглушка; секции: / — сепарацион-ная; II — осадительная; III — отбора нефти; IV — каплеуловительная

II — осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции;

III — секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепара­тора;

IV — каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для улавливания капельной нефти, уно­симой потоком газа.

Эффективность работы аппаратов характеризуется коли­чеством жидкости, уносимой газом, и количеством газа, ос­тавшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показате­ли, тем более эффективна работа аппарата.

Рассмотрим конструктивные особенности промысловых се­параторов.

В вертикальном цилиндри-ческом гравитационном сепара­торе (рис. 4.5) газонефтяная смесь через патрубок поступа­ет в раздаточный коллектор и через щелевой выход попада­ет в основную сепарационную секцию /. В осадительной секции II из нефти при ее течении по наклонным плоско­стям происходит дальнейшее выделение окклюдиро-ванных пузырьков газа. Разгазированная нефть поступает в секцию ее сбора III, из которой через патрубок отводится из сепа­ратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоско­стях, попадает в каплеуловительную секцию IV, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неус­певающие осесть под действием силы тяжести, в жалюзийных решетках прилипают к стенкам и стекают по дренаж­ной трубке в секцию сбора нефти.

Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор (рис. 4.6) при­меняют на промыслах для работы на / ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный вход поступает в гидроциклонную головку, где за счет центробежных сил нефть и газ разделяются на самостоятельные потоки. В вер­хнюю емкость нефть и газ поступают раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на уголковый разбрызгиватель, в котором поток нефти разбивается на отдельные струи и происходит дальнейшее выделение газа. По сливной полке разгазированная нефть собирается в нижней емкости сепара­тора. При достижении определенного объема нефти в ниж­ней емкости поплавковый регулятор уровня через исполни­тельный механизм направляет дегазированную нефть в от­водной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазато­ре, проходит в верхней емкости перфорированные перего­родки, где происходит выравнивание скорости газа и частич­ное выпадение жидкости. Окончательная очистка газа проис­ходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жидкость по дренажной трубке 10 стекает в нижнюю емкость 9 [36].

Рис. 4.6. Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор: 1 — тангенциальный ввод газонефтяной смеси; 2 — головка гидроциклона; 3 — отбойный козырек для газа; 4 — направляющий патрубок; 5 — верхняя емкость сепаратора; 6 — перфорированные сетки для улавливания капель­ной жидкости; 7 — жалюзийная насадка; 8 — отвод газа; 9 — нижняя емкость гидроциклона; 10 — дренажная трубка; 11 — уголковые разбрызги­ватели; 12 — направляющая полка; 13 — перегородка; 14 — исполнительные механизмы

Падение давления в сборных коллекторах в результате дви­жения по ним газонефтяной смеси может приводить к частич­ному выделению газа из нефти. В этом случае в сепарационную установку можно подавать нефть и газ разделенными потоками. Такой принцип использован на блочных сепарационных установках с предварительным отбором газа (рис. 4.7). Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство пред­варительного отбора газа, которое расположено на наклонном участке подводящего трубопровода. Устройство предваритель­ного отбора газа представляет собой отрезок подводящего трубопровода значительно большего диаметра, чем основная подводящая линия, установленный под углом 3 — 4° к горизон­ту, с вертикально приваренной газоотводной вилкой, которая соединена трубопроводом с каплеуловительной секцией. Пред­варительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой на диффузоре и наклонных полках ско­рость потока снижается и происходит интенсивное разгазирование. Выделившийся в технологической емкости газ также проходит через каплеуловитель.

Разработано и применяется большое число аппаратов для разгазирования и частичного обезвоживания нефти перед подачей ее на установку подготовки товарной нефти.

Источник

Нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная для целей налогообложения НДПИ

«Налоговый вестник», 2013, N 10

В качестве видов добытого ископаемого в п. 2 ст. 337 НК РФ называется в т.ч. нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная. В статье речь пойдет о нюансах порядка обложения НДПИ указанного добытого полезного ископаемого.

Термин «нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная» в нормативных актах и государственных стандартах в настоящее время не имеет определения.

Ссылки на положения ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» для решения указанного вопроса некорректны, т.к. данный Стандарт распространяется на нефть для поставки транспортным организациям, предприятиям РФ и для экспорта. Областью применения ГОСТ Р 51858-2002 является транспортировка товарной нефти. То есть действующие положения ГОСТа направлены на соблюдение требований технической безопасности транспортировки нефти и применимы для определения технической пригодности минерального сырья к транспортировке и не содержат требований к качеству нефти как к товарному продукту. Данный Стандарт не позволяет установить соотношение понятий «нефть», «нефть товарная» и «нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная» (Постановления ФАС Московского округа от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б по делу N А40-78155/08-117-359, ФАС Западно-Сибирского округа от 13.04.2009 N Ф04-1948/2009(4045-А75-49), Ф04-1948/2009(4043-А75-49)).

Довод, что масса товарной нефти нетто является производной массы товарной нефти брутто, поэтому «первой по своему качеству соответствующей государственным стандартам Российской Федерации» является именно масса товарной нефти брутто, противоречит определению вида полезного ископаемого «нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная» с учетом отсутствия в обоих ГОСТах определения качества нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной (Постановление ФАС Московского округа от 29.09.2009 N КА-А40/6946-09 по делу N А40-71027/08-107-345).

Таким образом, на данный момент в действующих ГОСТах не содержится требований к качеству нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной как к товарному продукту. Указанные требования установлены ГОСТами лишь для нефти в качестве объекта, подлежащего транспортировке. ГОСТ, позволяющий определить массу именно «нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной» как массу нетто или брутто, отсутствует.

Несмотря на отсутствие отдельного установленного стандарта для «нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной» в том значении, в каком нефть определена в качестве вида добытого полезного ископаемого, облагаемого НДПИ, в п. 1 ст. 337 НК РФ, по мнению судов, количество добытой нефти для целей исчисления налога необходимо определять не по массе нефти брутто, а по массе нефти нетто (Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 21.09.2010 N 09АП-21171/2010-АК). В систему магистральных трубопроводов поступает нефть различных видов, классов, типов, групп, следовательно, с различным содержанием массы балластных веществ, которая в дальнейшем смешивается, в связи с чем к учету принимается масса нетто, поскольку масса брутто нефти при ее приеме и при ее выходе может варьироваться.

Также следует учесть, что количество добытой нефти являющееся объектом налогообложения, не составляет одну и ту же величину, что и количество нефти, слитое в систему магистральных нефтепроводов за соответствующий налоговый период, поскольку не вся добытая в течение одного месяца нефть продается покупателям и сливается в систему магистральных нефтепроводов для транспортировки.

Ни Налоговым кодексом РФ, ни иными актами законодательства о налогах и сборах не предусмотрено включение в налоговую базу, исчисление и уплата НДПИ с содержащего в нефти балласта. В противном случае объектом обложения НДПИ будет являться не сама нефть как полезное ископаемое, а в т.ч. и содержащиеся в ней воды, соли и иные примеси (балласт). Фактически балласт нефтью не является. Кроме того, гл. 26 НК РФ не предусматривает отдельной налоговой ставки для балласта, а также не выделяет балласт (соли, механические примеси и воду) как отдельный вид полезного ископаемого.

Если добываемая непосредственно из месторождений нефть имеет примеси (воду, соль и т.д.), она не является объектом налогообложения. В этом случае объектом налогообложения является нефть, технологически доведенная на едином пункте переработки до состояния: «нефть обезвоженная, обессоленная и стабилизированная» в целях п. 1 ст. 337 НК РФ.

То есть объектом налогообложения является нефть, выпускаемая из единого технологического пункта подготовки (Постановление Шестнадцатого арбитражного апелляционного суда от 16.10.2012 по делу N А22-41/2012).

В некоторых судебных решениях можно встретить даже весьма радикальное замечание, что ст. 337 НК РФ не содержит ограничений по степени обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, и из буквального толкования данной нормы следует, что содержание воды, солей и примесей в нефти как полезном ископаемом вообще исключается (Постановления ФАС Московского округа от 23.03.2009 N КА-А40/1885-09 по делу N А40-55465/08-140-243, ФАС Западно-Сибирского округа от 17.09.2009 N Ф04-5633/2009(19823-А75-43) по делу N А75-8003/2008).

При разрешении споров суды не признают правомерной ссылку на Общероссийский классификатор продукции (ОКП), допускающий содержание в обезвоженной и обессоленной нефти воды в размере от «не более 0,2% до более 1%» (т.е. без верхнего предела), солей в размере от «не более 40 мг/л до солей свыше 1800 мг/л (т.е. без верхнего предела)» и т.п. (коды по ОКП с 02 4310 по 02 4315), поскольку применение этого Классификатора для целей исчисления НДПИ позволило бы отнести к добытому полезному ископаемому любое нефтесодержащее минеральное сырье, включающее в себя неограниченное количество воды, соли и механических примесей.

Отсутствие в Классификаторе предельно допустимого количества воды и солей не позволяет отнести используемое в нем понятие «нефть обезвоженная и обессоленная» к виду добытого полезного ископаемого для целей исчисления НДПИ даже в силу того, что минеральное сырье с содержанием воды более 1% и солей более 900 мг/л не соответствует ГОСТ Р 51858-2002. Кроме того, как следует из вводной части упомянутого Классификатора, он предназначен для обобщения достоверности, сопоставимости и автоматизированной обработки информации о продукции в таких сферах деятельности, как стандартизация, статистика, экономика и другие. В ОКП не содержится положений об определении видов полезных ископаемых для целей исчисления и уплаты НДПИ (Постановление ФАС Московского округа от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б по делу N А40-78155/08-117-359).

Ссылка на документы, по которым производится передача нефти от заявителя для транспортировки, а именно на паспорта качества нефти, акты приема-сдачи нефти, также не может приниматься во внимание для целей определения налоговой базы по НДПИ, поскольку в гражданско-правовых отношениях имеют значение иные обстоятельства, чем в налоговых (Постановление Девятого арбитражного апелляционного суда от 13.02.2009 N 09АП-804/2009-АК по делу N А40-57192/08-117-222).

Исключение из общего объема добытой нефти, подлежащего налогообложению, объемов газового конденсата, не являющегося полезным ископаемым для целей налогообложения, неправомерно (Постановление ФАС Московского округа от 26.05.2010 N КА-А40/4965-10 по делу N А40-62640/09-151-457).

Определение массы нетто

Массой нетто на основании абз. 3 п. 1 ст. 339 НК РФ признается количество нефти за вычетом:

Такой порядок по своей сути идентичен предусмотренным ГОСТ Р 8.595-2004 правилам определения массы нетто товарной нефти. Согласно п. п. 3.15 и 4.7 указанного ГОСТ Р 8.595-2004 массу нетто товарной нефти определяют как разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Массу балласта, в свою очередь, определяют как общую массу воды, солей и механических примесей в товарной нефти. Для этого определяют массовые доли воды, механических примесей и хлористых солей в товарной нефти и рассчитывают их массу.

При этом на основании п. 5.1.2 ГОСТ Р 8.595-2004 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто товарной нефти не должны превышать:

Установленный порядок определения массы нетто применяется при расчете налоговой базы НДПИ по добытой нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной.

Вместе с тем при разрешении налогового спора целесообразно апеллировать именно к абз. 3 п. 1 ст. 339 НК РФ.

В споре по НДПИ правоотношения регулируются нормами налогового законодательства, поэтому ссылка на ГОСТ в данной ситуации может быть признана несостоятельной.

Первичным документом, в соответствии с которым формируется налоговая база по налогу на добычу полезных ископаемых по итогам налогового периода (месяц), является геологический отчет по добыче нефти за месяц (месячный эксплуатационный рапорт). Количество нефти в указанном документе отражается в единицах измерения массы «тонны нетто».

Таким образом, налоговая база по НДПИ, сформированная на основании отчетов по добыче нефти за месяц (месячных эксплуатационных рапортов), также отражается в «тоннах нетто» (Постановление ФАС Московского округа от 18.03.2010 N КА-А40/2065-10-2 по делу N А40-92250/08-142-466).

При проверке правильности расчета НДПИ полученные налогоплательщиком показатели могут быть сверены налоговой инспекцией с данными государственных органов, уполномоченных в сфере недропользования, подтверждающими добычу налогоплательщиком именно того количества нефти, которое было отражено в месячных эксплуатационных рапортах, ежемесячных исполнительных балансах по добыче нефти и налоговых декларациях по НДПИ.

Если при проведении проверки установлено, что количество добытого полезного ископаемого, отраженное в налоговых декларациях, соответствует количеству добытых полезных ископаемых, отраженному в товарных балансах нефти, то нет и отклонений между показателями количества добытого сырья, содержащимися в налоговых декларациях и исполнительных балансах, которые бы привели к занижению налоговой базы по НДПИ (Постановление ФАС Московского округа от 26.01.2010 N КА-А40/15269-09-2-Б по делу N А40-78155/08-117-359).

Коэффициенты: Кц, Кв, Кз

В настоящее время для нефти обезвоженной, обессоленной и стабилизированной из всех видов месторождений углеводородного сырья в пп. 9 п. 2 ст. 342 НК РФ постоянная часть ставки НДПИ определена в размере 470 руб. за 1 добытую тонну. При этом указанная налоговая ставка (Nsp) умножается на 3 коэффициента: Кц, Кв, Кз.

Таким образом, реальный размер ставки НДПИ (Nsr) определяется по формуле:

Nsr = Nsp x Кц x Кв x Кз.

Обложению по указанной ставке подлежит вся добытая нефть, как направленная на экспорт по ценам мирового рынка, так и реализуемая на внутреннем рынке по меньшим ценам.

Коэффициент Кц характеризует динамику мировых цен на нефть. На основании п. 3 ст. 342 НК РФ он определяется налогоплательщиком самостоятельно каждый месяц путем умножения среднего за налоговый период уровня цен нефти сорта «Юралс», выраженного в долларах США за баррель (Ц), уменьшенного на 15, на среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю РФ, устанавливаемого Банком России (Р), и деления на 261:

Средний за истекший налоговый период уровень цен нефти сорта «Юралс» (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.

Средние за истекший месяц уровни цен нефти сорта «Юралс» на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья ежемесячно в срок не позднее 15-го числа следующего месяца доводятся через официальные источники информации в порядке, установленном Правительством РФ.

Указанный порядок утвержден Распоряжением Правительства РФ от 19.08.2002 N 1118-р (применяется в редакции от 15.09.2011). Согласно указанному Распоряжению уполномоченным органом по доведению через официальные источники информации средней за истекший месяц цены на нефть сорта «Юралс» назначено Минэкономразвития России. Указанная информация должна публиковаться ежемесячно не позднее пятнадцатого числа в «Российской газете».

Отметим, что в указанном Распоряжении Минэкономразвития России вменена обязанность только по публикации информации, но не делегированы полномочия по порядку расчета средней цены нефти сорта «Юралс».

При отсутствии указанной информации в официальных источниках средний за истекший налоговый период уровень цен нефти сорта «Юралс» на средиземноморском и роттердамском рынках нефтяного сырья, согласно требованию НК РФ, должен определяться налогоплательщиком самостоятельно.

В некоторых налоговых спорах суды признавали правомерность самостоятельного расчета цены налогоплательщиком и при наличии факта официальной публикации указанных сведений. К примеру, в некоторых случаях опубликованные Минэкономразвития России в «Российской газете» данные среднего уровня цен нефти сорта «Юралс» за истекший месяц не содержали сведений о количестве дней торгов и ценах на нефтяное сырье в дни торгов, и по этой причине на их основе невозможно было корректно рассчитать средний за налоговый период уровень цен нефти.

Среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю РФ, устанавливаемого Банком России (Р), определяется налогоплательщиком самостоятельно как среднеарифметическое значение курса доллара США к рублю РФ, устанавливаемого Банком России, за все дни в соответствующем налоговом периоде.

Рассчитанный коэффициент Кц округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

Коэффициент Кв характеризует степень выработанности конкретного участка недр. Как отмечалось в Письме Минфина России от 16.04.2012 N 03-06-06-01/14, для определения коэффициента Кв используются данные по конкретному участку недр, а не по месторождению (месторождениям). Применение при исчислении НДПИ того или иного размера коэффициента Кв поставлено в прямую зависимость от степени выработанности конкретного участка недр (Св). Он определяется налогоплательщиком в порядке, установленном в п. 4 ст. 342 НК РФ.

Степень выработанности запасов (Св) конкретного участка недр рассчитывается налогоплательщиком самостоятельно на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых по правилам, установленным в п. 4 ст. 342 НК РФ. Применение для этих целей данных из других источников, например из статистической отчетности по форме 6-гр, недопустимо (Письмо ФНС России от 05.07.2011 N ЕД-4-3/10842@, Постановление ФАС Восточно-Сибирского округа от 24.01.2012 по делу N А33-20804/2009).

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Св) при добыче нефти рассчитывается на основании данных утвержденного государственного баланса запасов полезных ископаемых как частное от деления суммы накопленной добычи нефти на конкретном участке недр (включая потери при добыче) (N) на начальные извлекаемые запасы нефти (V). При этом начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные в установленном порядке с учетом прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче), определяются как сумма запасов категорий A, B, C1 и C2 по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января 2006 г.

Начальные извлекаемые запасы нефти в целях определения коэффициента Кв определяются как сумма извлекаемых запасов категорий A, B, C1 и C2 на 01.01.2006 и накопленной добычи с начала разработки конкретного участка недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых на 01.01.2006 (Письма Минфина России от 29.04.2013 N 03-06-05-01/15071, ФНС России от 22.05.2013 N ЕД-4-3/9183@).

Возможность пересмотра начальных извлекаемых запасов в результате переоценки, доразведки, а также по иным обстоятельствам в целях определения степени выработанности участка недр для данного случая законодательством не предусмотрена (Письма Минфина России от 30.07.2012 N 03-06-05-01/86, ФНС России от 05.07.2011 N ЕД-4-3/10842@). Поэтому в целях расчета коэффициента Кв изменение величины начальных извлекаемых запасов после указанной даты не учитывается (Письма Минфина России от 31.03.2011 N 03-06-06-01/3, ФНС России от 04.05.2012 N ЕД-4-3/7457@). Исключение возможно только в случае официальной корректировки данных по причине первоначальной недостоверности данных государственного баланса запасов по состоянию на 1 января 2006 г. (Письмо Минфина России от 27.07.2012 N 03-06-06-01/29, Постановление ФАС Восточно-Сибирского округа от 24.01.2012 по делу N А33-20804/2009).

Иного порядка определения начальных извлекаемых запасов нефти и накопленной добычи нефти в целях определения степени выработанности запасов участка недр (Св) Налоговым кодексом не предусмотрено.

Налоговый кодекс РФ не содержит разъяснений, как применять коэффициент (Кв) в случае, если нефть направляется в пункт подготовки не из одного, а из нескольких участков разной степени выработанности. В связи с этим применение коэффициента (Кв) ко всему объему нефти после выхода из единого технологического пункта подготовки в целях ст. 337 НК РФ не противоречит правилам гл. 26 НК РФ в целях исчисления налога на добычу полезных ископаемых (Постановление Шестнадцатого арбитражного апелляционного суда от 16.10.2012 по делу N А22-41/2012).

В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр больше или равна 0,8 и меньше или равна 1, коэффициент Кв рассчитывается по формуле:

В случае если степень выработанности запасов конкретного участка недр превышает 1, коэффициент Кв принимается равным 0,3.

Из анализа и системного толкования п. 4 ст. 342 НК РФ следует, что коэффициент Кв в значении меньше 1 применяется налогоплательщиком при исчислении налоговых обязательств по НДПИ при наличии двух условий в совокупности:

В иных случаях коэффициент Кв принимается равным 1.

К примеру, в случае отсутствия сведений в государственном балансе запасов нефти по конкретному участку недр на 01.01.2006 коэффициент Кв принимается равным 1 (Письма Минфина России от 22.10.2012 N 03-06-05-01/112, ФНС России от 30.11.2012 N ЕД-4-3/20267).

Норма п. 4 ст. 342 НК РФ не предусматривает ограничение права недропользователя применять коэффициент Кв в случае осуществления подготовки нефти как с участка недр со степенью выработанности 0,8 и более, так и с участков недр иной степени выработанности на одном пункте переработки нефти. В связи с этим в случае, если на одном пункте переработки нефти осуществляется подготовка нефти, добытой на участках недр различной степени выработанности, ставка НДПИ с коэффициентом Кв применяется в отношении объемов нефти, добытых на участках недр со степенью выработанности 0,8 и более (Письмо Минфина России от 28.10.2010 N 03-06-05-01/118).

Коэффициент Кз характеризует величину запасов конкретного участка недр. Данный коэффициент введен с 1 января 2012 г. и определяется налогоплательщиком в порядке, установленном в п. 5 ст. 342 НК РФ.

Для определения коэффициента Кз используются данные по конкретному участку недр, а не по месторождению (месторождениям) (Письма Минфина России от 16.04.2012 N 03-06-06-01/14, ФНС России от 03.09.2012 N ЕД-4-3/14588@).

Полученный коэффициент Кз округляется до 4-го знака в соответствии с действующим порядком округления.

Подлежащий применению алгоритм определения коэффициента Кз зависит от значения показателей величины начальных извлекаемых запасов нефти (Уз) и степени выработанности запасов (Свз).

Определение начальных извлекаемых запасов нефти и степени выработанности конкретного участка недр в целях применения коэффициента, характеризующего величину запасов конкретного участка недр (Кз), производится в целом по участку недр, на который выдана лицензия (Письмо Минфина России от 17.02.2012 N 03-06-06-01/5).

Коэффициент Кз может корректироваться в случае изменения величины начальных извлекаемых запасов нефти (Vз) за счет прироста и списания запасов нефти (за исключением списания запасов добытой нефти и потерь при добыче) по конкретному участку недр в соответствии с данными государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в году, предшествующем году налогового периода (Письмо Минфина России от 16.04.2012 N 03-06-06-01/14).

Степень выработанности запасов конкретного участка недр (Свз) определяется однократно на дату, определяемую в зависимости от даты предоставления лицензии на право пользования недрами (Письма Минфина России от 12.04.2012 N 03-06-06-01/12, ФНС России от 03.09.2012 N ЕД-4-3/14588@).

Для лицензий, предоставленных до 1 января 2012 г., показатель Свз определяется по состоянию на 1 января 2012 г. на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в 2011 г.

Если лицензия на право пользования участком недр была предоставлена после 1 января 2012 г., показатель Свз определяется по состоянию на 1 января года, в котором она была предоставлена, на основании данных государственного баланса запасов полезных ископаемых, утвержденного в предшествующем году.

Показатель степени выработанности запасов конкретного участка недр определяется по следующей формуле:

В целях определения коэффициента Кз необходимо применять указанный коэффициент Свз без округления (Письмо Минфина России от 09.06.2012 N 03-06-05-01/69).

Если запасы нефти были поставлены на государственный баланс запасов полезных ископаемых в году, предшествующем году налогового периода, или в году налогового периода, показатели N и Vз определяются налогоплательщиком самостоятельно на основании заключения государственной экспертизы запасов нефти. После утверждения государственного баланса запасов полезных ископаемых эти показатели уточняются.

Иного порядка определения степени выработанности НК РФ не предусмотрено.

Определенная однократно по вышеуказанным правилам степень выработанности, меньшая или равная 0,05, дает право на применение коэффициента Кз в течение всего срока действия лицензии на право пользования конкретным участком недр (Письмо Минфина России от 17.02.2012 N 03-06-06-01/5).

Однако в случае, если показатель Vз по конкретному участку недр меньше 5 млн, а показатель Свз конкретного участка недр меньше или равен 0,05, коэффициент Кз рассчитывается по формуле:

Кз = 0,125 x Vз + 0,375,

Показатель Кз признается равным 1 в случаях, если:

При определении коэффициента Кз НК РФ не предусмотрено исключение объемов нефти, облагаемых по нулевой ставке, из общего объема добываемой на конкретном участке недр нефти (Письмо Минфина России от 16.04.2012 N 03-06-06-01/14).

Источник