Следует отметить, что формирование и учет затрат на добычу нефти осуществляется, как правило, на уровне производственно-хозяйственных единиц предприятия - в нефтегазодобывающих управлениях. Прямой учет затрат по калькуляции в разрезе месторождений ( пластов) и скважин отсутствует. Поэтому расчет себестоимости добычи нефти и удельных высвобождаемых за- [c.36]
ПОПРОЦЕССНЫЙ УЧЕТ ЗАТРАТ НА ДОБЫЧУ УГЛЯ. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ НОРМАТИВНОГО МЕТОДА [c.38]
Учет затрат на добычу [c.264]
Независимо от того, следует компания американской, британской или иной международной практике ведения учета, затраты на добычу, которые называют также операционными расходами, или затратами на извлечение, подлежат списанию по мере их осуществления как по методу результативных затрат, так и по методу полных затрат. Правила, установленные SE (ASR, № 258) для метода полных затрат, вполне определенно формулируют [c.264]
Учет затрат на добычу и оценка ее стоимости [c.265]
Плановые объемы добычи нефти и газа по отдельным нефтедобывающим районам страны устанавливаются с учетом промышленных запасов и качества нефти, размещения потребителей нефти, а также общественно необходимых затрат на добычу и транспорт нефти. [c.110]
Общий объем капитальных вложений делить на общий (абсолютный) прирост добычи нефти и газа, т. е. с учетом затрат на восполнение падения добычи по старым скважинам. [c.190]
В соответствии с Инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа, утвержденной Министерством нефтяной промышленности СССР затраты на добычу нефти и газа учитываются в целом по нефтегазодобывающему управлению по следующей номенклатуре статей. [c.198]
Пример. Не имеет смысла оценивать эффективность будущего освоения залежей железорудных конкреций на дне Мирового океана, сравнивая колоссальные затраты на их будущее освоение с сегодняшними умеренными (но растущими по мере истощения традиционных запасов) затратами на разработку ныне эксплуатируемых месторождений. Эффективность проекта "морские конкреции" может быть оценена только с учетом прогнозных затрат на добычу из традиционных месторождений в будущем. [c.137]
С учетом затрат на электроэнергию (плата за установленную мощность), амортизацию, заработную плату, текущий ремонт и части общепроизводственных расходов ввод новых скважин для возмещения падения добычи вызывает дополнительные эксплуатационные затраты — около 10 — 45 тыс. руб. на 1 скважину в год. [c.30]
Однако некоторые вопросы совершенствования оптовых цен не были еще теоретически обоснованы и нуждались в методологических разработках. Это относится и к проблеме учета затрат на геологоразведочные работы в себестоимости и ценах на продукцию добывающих отраслей промышленности. При разработке ставок отчислений на покрытие затрат по геологической разведке не было единого принципа их расчета, поэтому и уровни ставок, определенные различными методами, принципиально различны. По этой причине степень возмещения затрат на геологоразведочные работы в различных отраслях (а внутри отрасли — и по районам добычи) оказалась неодинаковой. [c.73]
Так, увеличение выхода светлых нефтепродуктов из ромашкин-ской нефти с 44,7 до 75,7% приводит к росту прибыли на 1 т нефти в 2,1 раза, но при этом эксплуатационные затраты на 1 т нефти увеличиваются в 2,4 раза, капитальные — в 2,5 раза на 1 т светлых нефтепродуктов соответственно на 42% и на 48%. В то же время для выработки одинакового количества светлых нефтепродуктов при большей глубине переработки требуется меньше нефти, экономятся ее ресурсы, а следовательно, уменьшаются затраты на добычу и разведку. Одновременно увеличивается выход сырья для нефтехимии и улучшается качество продукции. Поэтому выводы о целесообразной глубине переработки нефти необходимо делать, исходя из общей народнохозяйственной эффективности, т. е. с учетом затрат в переработке нефти, добыче нефти и газа, эффекта у потребителя от применения более качественного топлива, от обеспеченности районов энергетическими ресурсами и затрат на транспорт. [c.49]
Объемы капитального строительства Wt(t), необходимого для обеспечения роста добычи нефти в соответствии с намеченными темпами, определяются с учетом затрат на промысловое обустройство, создание баз производственного обслуживания объектов инфраструктуры района, жилья и сооружений социально-культурно-бытового назначения, развития собственных баз строительной индустрии [c.119]
Учет затрат на геологоразведочные работы правомерен до тех пор, пока суммарный прирост добычи нефти в результате воздействия на пласт с начала разработки месторождения не превысит запроектированный уровень дополнительно извлекаемых запасов нефти. [c.70]
Видимо, для обеспечения сравнимости показателей газодобывающей промышленности с другими топливодобывающими отраслями и для решения задач оптимального планирования Единой газоснабжающей системы и топливно-энергетического баланса более приемлемыми являются показатели удельных затрат на создание новых мощностей с учетом затрат на поддержание добычи. Эти показатели достаточно стабильны не для одного года, а всего расчетного периода. [c.85]
Себестоимость добычи газа в зависимости от уровня добычи (без учета затрат на геологоразведочные работы) [c.116]
Для первого из рассматриваемых вариантов затраты на разработку месторождения, рассчитанные без учета фактора времени, составят за весь срок разработки 66 млн. руб. второго — 90 млн. руб. и третьего — 120 млн. руб. Рост затрат обусловлен тем, что повышение годовых отборов газа требует ввода дополнительного числа скважин и объектов газопромыслового хозяйства. Прибавленная продукция, исчисленная без учета фактора времени, одинакова по всем вариантам и составляет за весь срок разработки — 1944 млн. руб. Однако по первому из рассматриваемых вариантов наибольшее количество прибавленной продукции требуется в первые годы, третьему — в последние. Поэтому при расчете суммарных затрат на добычу газа и прибавленную продукцию с учетом фактора времени наибольшие затраты будут для первого варианта, минимальные — для третьего (форсированной разработки месторождения). Таким образом, если пользоваться рассмотренной методикой, то разработку месторождения следует осуществлять по третьему из рассматриваемых вариантов и основные запасы газа следует извлекать при годовых отборах 40 млрд. м3/год, т. е. за три года. Очевидно, разработка такой залежи за три года нерациональна. При установлении годового отбора надо учитывать необходимость обеспечения на длительный срок газом потребителей, рассредоточения затрат на добычу газа и др. Так, при разработке месторождения с годовым отбором 40 млрд. м3 скважин потребуется в 3,3 раза больше, чем при отборе, 12 млрд. м3, и такое увеличенное число скважин надо будет пробурить в 3 раза быстрее. [c.167]
При целесообразности ввода в разработку другого месторождения разница в уровнях добычи нефти между вариантами оценивается по экономическим показателям намечаемого к эксплуатации месторождения с учетом затрат на его промышленную разведку. [c.154]
Учет затрат по добыче нефти и газа ведется по счету 20 Основное производство , на котором открываются субсчета по видам производства ( Добыча нефти , Добыча попутного газа , Добыча природного газа ) и по цеховым подразделениям и стадиям производства ( Сбор, хранение и транспортировка газа , Технологическая подготовка и стабилизация нефти , Поддержание пластового давления , Внешняя транспортировка нефти ). Суммы, собранные на субсчетах по цеховым подразделениям и стадиям производства, в конце месяца распределяются и перечисляются на субсчета, открываемые по видам производства. [c.287]
При обосновании рациональной очередности ввода в разведку и разработку перспективных площадей и месторождений (вторая группа задач) расчеты приведенных затрат ведутся по каждому месторождению с учетом затрат на добычу и транспорт добытой нефти (газа). Экономическим критерием при условии примерно равных добывных возможностей служит минимум суммарных приведенных затрат на поисково-разведочные работы, добычу и транспорт. [c.12]
Система учета затрат на добычу угля по участкам и процессам позволяет оцределить экономическую эффективность того или иного способа выемки, выявить влияние на себестоимость выполнения различных разделов плана организационно-технических мероприятий, механизации и автоматизации производственных процессов. [c.54]
Таким образом, краткость и непрерывность технологического процесса, получение одного вида продукции, отсутствие остатков незавершенного производства обусловливают особенности применяемого на шахтах и разрезах однопередельного метода учета себестоимости продукции, а именно установление объектов учета затрат н калькулирования, определение номенклатуры калькуляционных статей расходов, исчисление себестоимости всей добычи и одной тонны угля. Процесс добычи угля довольно сложный и распадается на ряд относительно самостоятельных стадий. Поэтому возникает настоятельная необходимость организовать учет затрат на добычу угля не в целом по предприятию, а по отдельным стадиям технологического процесса. Это объясняется необходимостью усилить контроль за издержками производства. [c.43]
Определение и бухгалтерский учет затрат на добычу производят одинаково при использовании как метода результативных затрат, так и метода полных затрат. С точки зрения GAAP США и GAAP Великобритании эти процессы функционально тождественны. Британское определение производственных затрат незначительно отличается от термина, принятого в США. Единственное различие касается роялти. Американские компании по большей части обязаны отражать свою долю дохода от разработки месторождений за вычетом роялти. Британские же нормы предписывают подрядчикам отражать либо принадлежащие им доли дохода за вычетом роялти, либо валовой доход и роялти как операционные расходы или как себестоимость продаж. Хотя это различие приводит к разным остаткам (сальдо) по счетам, его чистый эффект с точки зрения итоговых показателей одинаков. [c.264]
Изменение себестоимости товарной продукции в планируемом году по сравнению с себестоимостью прошлого года определяют в следующем порядке. Вначале определяют себестоимость товарной продукции планируемого года в условиях прозводства и реализации продукции в прошлом (базисном) году, умножая затраты на 1 руб. товарной продукции базисного года на объем товарной продукции в планируемом году. Объем производства товарной продукции также рассчитывают в ценах базисного года без учета изменения качества продукции и условий ее реализации. Затем определяют изменение затрат на добычу нефти и газа за счет влияния различных факторов. [c.288]
Однако следует отметить, что в соответствии с Основами законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах разработаны принципы экономической оценки запасов полезных ископаемых. За критерий экономической оценки нефтяных и газовых ресурсов можно принять народнохозяйственный эффект от их использования с учетом затрат на разведку, разработку, транспортирование и переработку нефти и газа. Этот эффект может измеряться разницей в приведенных затратах по каждому месторождению с аналогичными "затратами на использование ресурсов замыкающего (наихудшего в зоне) объекта данного полезного ископаемого. Вторая особенность — влияние природного фактор а в процессе обработки предмета труда. В добыче нефти основной фактор производительности (пластовое давление) — безвоз-мездный дар природы так же, как и предмет труда. Поэтому падение этого параметратобусловливает специфическую технологию добычи нефти различными способами эксплуатации (фонтанным, компрессорным, глубиннонасосным), планирование добычи нефти и себестоимости ее по способам эксплуатации, а также необходимость рационального использования пластового давления, его под-Держания и создания новых методов интенсификации добычи нефти. В связи с этим на нефтегазодобывающем предприятии создаются новые структурные единицы — например, управление по подготовке технологической жидкости для поддержания пластового давления. Образование таких единиц влияет на структуру, уровень и планирование себестоимости нефти и газа, а также на структуру капитальных вложений. При фонтанном способе энергетиче- [c.18]
Таким образом, при сопоставлении эффективности только добычи газа (сравнительная эффективность газодобывающей промышленности) дополнительный эффект туркменского газа в сравнении с газом Коми АССР составит 2,14 руб/1000 м3. Иначе выглядит это сопоставление, если рассматривать эффективность использования газа Коми АССР и Туркменской ССР в районах Центра с учетом затрат на геологоразведочные работы и транспорт (табл. 4.9). [c.98]
Экономические показатели рассчитываются на основе нормативов н укрупненных показателей (разработанных институтами ВНИИгаз, ВНИИЭгазпром, ВНИПИгаздобыча, ВНИПИтрансгаз и др.), в которых учитываются затраты на отдельные объекты газопромыслового хозяйства (скважины, обвязки скважин, газосборные сети, установки НТО, холодильные установки, ДКС, объекты общепромыслового назначения и др.). Однако применительно к условиям разработки отдельных месторождений в нормативы стоимости указанных объектов необходимо вносить коррективы. Необходимо также иметь в виду, что нормативы разработаны преимущественно для месторождений, расположенных в освоенных районах европейской части СССР. При расчете затрат на добычу газа в удаленных необустроенных районах с иными естественно-географическими условиями, нормативы должны быть скоррективаны с учетом районных коэффициентов. [c.178]
Нефтенасыщенные мощности эксплуатируемых пластов наряду с сеткой скважин оказывают существенное влияние на экономические показатели разработки Абдрахмановской, Южно-Ромашкинской, Зеленогорской, Миннибаевской и других площадей. Однако экономические показатели анализируемых объектов не могут быть в полной мере сопоставлены между собой по той причине, что сами объекты находятся в разных организационно-экономических условиях (разрабатываются нефтегазопромысловыми управлениями различной мощности по объему эксплуатируемых запасов), что приводит, как известно, к неодинаковым удельным эксплуатационным затратам на добычу нефти. Поэтому эксплуатационные затраты по объектам элиминированы с учетом объема производства нефтегазопромысло-вого управления Туймазанефть. При корректировке величины амортизации скважин по объектам за базу сравнения была принята средняя величина амортизации, приходящаяся на одну скважину пласта Дт Туймазинского месторождения. [c.129]
На рис. 35 кривая / характеризует динамику начальных эксплуатационных затрат по объектам, вводимым в разработку, кривая III соответствует предельной цене, равной сумме текущих затрат на добычу и капитальных вложений в разработку с учетом нормативного эффекта. Между ними расположена кривая II начальных затрат для замыкающих месторождений. Суммарная прибыль от эксплуатации объекта, вводимого в разработку в момент /1 определится площадью А А В . Она складывается из двух элементов прибыли, обеспечивающей нормативную эффективность капиталовложений в разработку (площадь А2А3В3В2), и дополнительной прибыли лучших мес- [c.63]
Таким образом, в соответствии с рис. 35 на каждый момент t можно дать экономическую оценку 1 т запасов на разных стадиях их освоения. Так, экономическая оценка 1 т извлекаемых запасов определится величиной гяз = А4 — А1, т. е. разностью между полной ценой производства р = А и эксплуатационными затратами сэ = А1. Соответственно экономическая оценка 1 т запасов, вводимых в разработку, будет равна гр=р — ся, т. е. разности между ценой и приведенными затратами на добычу (сл = А3 — А2). И, наконец, оценка 1 т запасов открываемых месторождений составит г0=р-(си + сгрр), где сг р = А4-А3, т. е. будет соответствовать рентному доходу с учетом совокупных затрат на воспроизводство запасов. [c.64]
Смотреть страницы где упоминается термин Учет затрат на добычу
: [c.321] [c.227] [c.338] [c.407] [c.349] [c.117] [c.203] [c.21]Смотреть главы в:
Финансовый и бухгалтерский учет в международных нефтегазовых компаниях -> Учет затрат на добычу