Особенности налоговых поверок нефтегазодобывающего комплекса

Установленный таким образом объем добытой нефти, конденсата сверяется с данными оперативного учета валовой добычи нефти. Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляется основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью групповой замерной установки (ГЗУ), расходомеров и других замерных устройств.

Количество добытой нефти определяется расчетно на основании среднесуточных замеров дебита скважин, процентного содержания воды и количества дней работы скважин.

На газоконденсатных промыслах замер дебита газа, конденсата воды производится по каждой скважине периодически через замерные сепараторы на сборных пунктах.

Данные учета продукции ведутся в листах, журналах замени продукции скважин и суточных рапортах о работе скважин, а в конце месяца составляются сводные ведомости по отбору нефти, газового конденсата, воды, учету времени работы скважин. Кроме замеров добычи по скважинам ведется учет добычи нефти бригадами на основании данных замера бригадных узлов учета.

В случаях расхождений объемов добытой нефти по скважинам, бригадам с результатами учета добытой нефти, поступившей в цех подготовки нефти, в добычу по скважинам, цехам, вводятся соответствующие поправки на величину расхождения пропорционально добытой нефти.

Фактические потери определяются как разница между валовой добычей и объемом фактически добытого полезного ископаемого. Определение количества нормативных и сверхнормативных щи по нефти и газовому конденсату производится аналогично порядку определения их по газу.

В бригадах, цехах, нефтегазодобывающих установках (НГДУ) газопромысловых управлениях и объединениях ведется:

· обобщающая документация, содержащая обработанную первичную документацию: баланс нефти, газа, конденсата, геологические отчеты;

- отчеты ЦСУ: ежемесячная форма № 1-П «Отчет о производстве промышленной продукции» и годовые формы: №2 - ТЭК (газ) «Отчет по эксплуатации газовых скважин», форма №1 - ТЭК (нефть) «Отчет по эксплуатации нефтяных скважин», форма № 6-гр (нефть, газ). Объем добычи и потерь полезных ископаемых, установленный по первичным документам, необходимо сверить с вышеперечисленными обобщающими документами. Первичные документы на добычу и расход полезных ископаемых являются основанием для бухгалтерского учета.

При проверке необходимо установить достоверность отражения в бухгалтерском учете и отчетности фактических объемов добытых полезных ископаемых и отгруженных потребителям. Оприходование минерального сырья, отражается по дебету счета № 43 «Готовая продукция». Аналитический учет ведется в местах хранения и отражается бухгалтерией в годовой оборотной ведомости.

Расчеты с покупателями за нефть, газ и газовый конденсат учитываются на счете № 45 «Товары отгруженные». В конце месяца фактическая себестоимость газа, газового конденсата и нефти по оплаченным счетам списывается со счета №45 в дебет счета №90-2 «Себестоимость» и №90-1 «Выручка».

Для определения стоимости добытого минерального сырья по ценам реализации товарной продукции, действующим на момент определения суммы, стоимость единицы минерального сырья исчисляется от цены отгруженной в этом периоде продукции по данным аналитического учета реализованной продукции в ведомости № 16 «Движение готовых изделий и реализация продукции».

Объем добытого полезного ископаемого, направленного в передел, и себестоимость добытого полезного ископаемого, направленного в передел, отражается по кредиту счета № 10 «Материалы» (журнал-ордер № 10).

Количество полезного ископаемого в отгруженных продуктах 1ередела определяется расчетным путем исходя из количества отгруженной продукции (ведомость № 16) и установленной нормы расхода полезного ископаемого на единицу продукции.

Себестоимость реализованных продуктов передела и стоимость отгруженных продуктов передела по ценам, действующим на момент отгрузки, отражается соответственно по счетам №90-1 «Выручка» и № 90-2 «Себестоимость».