Что такое бездействующая скважина
С бездействующим фондом необходима целенаправленная работа
При разработке месторождений со временем увеличивается количество скважин, которые по тем или иным причинам не могут эксплуатироваться. Если скважина простояла более одного календарного месяца, она переходит в бездействующий фонд, на который согласно Правилам охраны недр отводится 10% эксплуатационного фонда. Чтобы выдерживать этот показатель, компания должна вести целенаправленную работу с бездействующим фондом и своевременно принимать необходимые меры. Так считает Сергей СЕРКОВ, главный специалист департамента нефтегазодобычи ОАО «НК «Роснефть», который рассказал редакции «Инженерной Практики» о состоянии бездействующего фонда компании и основных методах работы с ним.
Динамика доли бездействующих скважин в фонде НК «Роснефть», 2009-2014 гг., (%) 
Динамика доли бездействующих скважин в фонде НК «Роснефть», 2009-2014 гг.
Ред.: Сергей Александрович, какова доля бездействующих скважин в фонде НК «Роснефть», и какая динамика этого показателя предполагается в среднесрочной перспективе?
Сергей Серков: Согласно предварительным оценкам, доля бездействующих нефтяных скважин в фонде компании в 2010 году составит не более 16%, что на 2,5% меньше по сравнению с 2009 годом. Предполагается, что в последующие годы этот показатель продолжит плавно снижаться и к 2014 году достигнет 10% (см. «Динамика доли бездействующих скважин в фонде НК «Роснефть», 2009-2014 гг.»).
Ред.: Что представляет собой структура бездействующего фонда?
С.С.: Скважины в составе этого фонда можно условно разделить на две категории. Первая – старые скважины, остановленные более 5 лет назад, на которые приходится 40% бездействующего фонда компании. Практически все скважины этой категории пытались восстановить, но безуспешно. Поэтому данные скважины – первоочередные кандидаты на консервацию и ликвидацию.
Возрастной состав бездействующего фонда в 2009 году
Вторая категория – скважины, которые находятся в бездействии меньше 5 лет, на них приходится 60% бездействующего фонда. Они видятся более перспективными с точки зрения эффективного вывода из бездействия (см. «Возрастной состав бездействующего фонда в 2009 году»).
Высокообводненные и малопродуктивные скважины составляют 53% бездействующего фонда, осложненные (аварийные) скважины – 30%, прочие, требующие обустройства и других работ, 17% (см. «Причины бездействия нефтяных скважин в 2009 году»).
Ред.: Иными словами, бездействующий фонд компании неоднороден. В тоже время Закон о недрах его не дифференцирует и отводит на него 10% скважин. Нужны ли, на Ваш взгляд, изменения в этой части законодательства?
С.С.: Действительно, согласно п. 104 «Правил охраны недр», утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 6 июня 2003 года, бездействующий фонд скважин может составлять не более 10% от эксплуатационного фонда. «Роснефти» уже два года действует специальные программы.
Я думаю, дифференциация процента бездействующего фонда сегодня необходима многим нефтяным компаниям. Этот вопрос, кстати, поднимался в 2008 году на уровне Минэнерго РФ: была собрана рабочая группа, в которую вошли представители практически всех ведущих нефтяных компаний. Но конкретных решений по этому поводу принято не было. Дело в том, что имеются месторождения, где добывающий или нагнетательный фонд состоит лишь из нескольких скважин. И если на таком месторождении 1-2 скважины перейдут в бездействие, то процент бездействующего фонда составит 50%.
Ред.: Получается, дело только в интерпретации статистики? Но ведь для дифференциации скважин можно разработать специальную классификацию, методику… С.С.: Да, это возможно. Допустим, можно было бы дифференцировать фонд в зависимости от количества эксплуатационных скважин на месторождении. Например, до 10 скважин – 50%, до 100 – 20%, более 100 – 10%. При этом, конечно, надо будет учитывать показатели, предусмотренные проектными документами, и не допускать противоречия.
Ред.: Какие меры принимаются в компании для сокращения числа бездействующих скважин?
С.С.: Во-первых, превентивные меры, направленные на то, чтобы по возможности не допускать уход скважин в бездействие. Для этого на действующих скважинах внедряются пакерные установки, предохраняющие эксплуатационные колонны и изолирующие водонасыщенные интервалы, и другие технологии, направленные на предотвращение возможных осложнений при эксплуатации скважин. Во-вторых, непосредственно вывод скважин из бездействия. Для этого в
Ред.: На основе каких данных принимается решение о выводе той или иной скважины из бездействия в работу?
С.С.: В первую очередь оцениваются остаточные запасы и потенциальный дебит. Также принимается во внимание наличие и удаленность объектов инфраструктуры: трубопроводных мощностей для перекачки дополнительных объемов нефти и жидкости, насосных станций, установок подготовки и сброса воды. Рассчитывается расход электроэнергии, необходимый для запуска бездействующих скважин.
Соответственно, перспективные для ввода в работу скважины из бездействующего фонда попадают в программу сокращения бездействующего фонда. Эта программа готовится параллельно с бизнес-планом, в нее включаются скважины, работа с которыми планируется в будущем году, и укрупненные показатели на следующие 4 года.
Ред.: Исходя из какого периода рассчитывается эффективность той или иной технологии по выводу скважин из бездействия, и какие технологии оказались на сегодняшний день наиболее эффективными?
С.С.: Для расчета экономической эффективности вывода скважин из бездействия, как впрочем и других мероприятий с фондом, обычно берется пятилетний период.
Наибольшую эффективность показывает зарезка боковых стволов, она приводит к самому высокому дебиту после запуска скважин. Но высокая стоимость этой технологии (операция на одной скважине обходится в 30-40 млн руб.) не позволяет внедрять ее повсеместно. Мы бы могли значительно повысить роль зарезки боковых стволов в сокращении бездействующего фонда, если бы подрядчики или сервисные компании нашли способ снизить цену этой операции. Например, посредством уменьшения продолжительности работ за счет повышения производительности труда, применения новых технологий, оборудования.
Также неплохие результаты при выводе из бездействия дают ГРП и перевод скважин на другие горизонты. В то же время наименее эффективны с точки зрения приростов нефти и окупаемости затрат изоляционные работы (без проведения других ГТМ), как по изоляции водонасыщенных интервалов пластов, так и ликвидации заколонных перетоков воды.
Ред.: С чем связана низкая эффективность изоляционных работ?
С.С.: Считаю, что для этих работ, в частности, для проведения изоляции водонасыщенных пластов, нужны большие объемы изолирующих материалов, которые проникали бы в пласт минимум на 50 метров, а желательно глубже. Такие расходы материалов увеличивают стоимость работ, что невыгодно подрядчику.
Ред.: Вернемся к категориям скважин бездействующего фонда. Помимо перспективных с точки зрения дальнейшей эксплуатации, есть скважины, которые не целесообразно выводить из бездействия на данном этапе. Что происходит с ними?
С.С.: Они попадают в программу ликвидации и консервации скважин. Как и программа вывода скважин из бездействия, она тоже разрабатывается индивидуально, исходя из показателей каждой скважины, на каждый год и, более обобщенно, на каждые четыре года.
Ликвидация и консервация предполагают применение различных технологий. Если в первом случае производится отсечение перфорированного участка ствола скважины посредством цементажа, то во втором – в интервал перфорации закачивается специальная жидкость, обеспечивающая сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.
Ред.: Каковы масштабы ликвидации и консервации скважин в компании?
С.С.: До разработки программы ликвидации и консервации скважин в 2008 году в компании было ликвидировано и законсервировано около 400 скважин. В 2009 году, с началом реализации программы, работы были произведены на более чем в 800 скважинах, в 2010 году по предварительным данным работой будет охвачено свыше 1700 скважин, а в 2011 году намечается дальнейшее увеличение объемов работ. Всего в течение пяти лет (2010-2014 гг.) планируется ликвидировать 4 тыс. скважин и законсервировать 4,6 тыс. скважин.
Ред.: Во сколько обходится ликвидация и консервация бездействующих скважин?
С.С.: Стоимость ликвидации и консервации зависит от сложности работ, глубины скважин, стоимости услуг подрядчиков и других факторов и составляет в среднем 500-1500 тыс. руб. Ликвидация при одинаковых условиях скважин обычно на 10-20% дороже
Нефтяная промышленность
Поиск по этому блогу
вторник, 27 марта 2018 г.
Причины образования бездействующего фонда скважин и направление работ для его сокращения. Долговечность скважин и факторы на нее влияющие. Причины негерметичности эксплуатационных колонн скважин.
Бездействующий фонд (БФ) составляют скважины, не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода. К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся принятые на баланс добывающих предприятий скважины после завершения их стр-ва и не давшие продукции в последнем месяце отчетного периода.
К БФ относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Такие скважины могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы.
К БФ относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года.
Наличие большого БФ объясняется задержкой работ по обвязке и подключению новых скважин.
Скважина переходит в бездействие 1-го числа следующего месяца, если она не проработала ни одного дня в текущем месяце.
Причинами остановки и перехода скважин из действующего в БФ являются: 1. подготовка к переводу в другие категории: ППД, пьезометр, консервацию, ликвидацию; 2. отказ или отсутствие необходимого глубинно-насосного оборудования (ГНО); 3. падение оборудования на забой; 4. выявление нарушений ЭК – смещений, смятий, интервалов негерметичности и т.д.; 5. выявление заколонной циркуляции и межпластовых перетоков; 6. нерентабельность дальнейшей эксплуатации из-за малодебитности, либо высокой обводнености продукции; 7. отсутствие промышленного притока флюида из пласта либо отсутствие приемистости; 8. проведение ГТМ; 9. ожидание окончания проведения ГТМ на соседних скважинах; 10. регулирование отборов, либо регулирование закачки; 11. исследование скважин; 12. наличие межколонного давления выше допустимых значений; 13. газопроявления; 14. отсутствие циркуляции; 15. отсутствие наземной инфраструктуры; 16. сезонные остановки: на зимний период, на период паводков и т.д.; 17. прочие, в том числе форс-мажорные обстоятельства.
Для того, чтобы сократить бездействующий фонд, выполняют следующие мероприятия, в соответствие с указанными выше основными причинами выбытия: – запуск скважины в работу без постановки бригады ПКРС после завершения проведения исследований, окончания проведения ГТМ на соседних скважинах, строительства, планово-предупредительного ремонта наземного оборудования, переобвязки коллекторов и прочего наземного хозяйства. Также к этому пункту относятся запуски после сезонных паводков, устранения аварийных ситуаций и их последствий и т.д.; – запуск скважины после смены ГНО; – запуск скважины после проведения на ней ГТМ; – перевод скважины в другую категорию после проведения соответствующих ГТМ, исследований и оформления необходимой документации. При подробном рассмотрении последней группы мероприятий, связанных с выводом скважин из эксплуатационного фонда, и наименее затратных, на первый взгляд, с экономической и технологической точек зрения, появляются следующие особенности, которые необходимо учитывать при работе с БФ.
При проектировании и выборе рациональной системы разработки нефтяных месторождений обязательно следует учитывать аварийное выбытие скважин. По объективным и субъективным причинам проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной и эксплуатируемой части неф- тяных месторождений, но при этом не принимают во внимание ограниченную долговечность скважин и хаотический характер их аварийного выбытия по площади нефтяных месторождений. На основе известных уравнений добычи нефти предложен алгоритм учета такого выбытия при выборе рациональной системы разра- ботки и представлены результаты использования разработанного программного продукта.
Аварийное выбытие скважин, рациональная система разработки, снижение долговечности, относительный дебит нефти, темп отбора, извлекаемые запасы, среднее время работы скважины, извлекаемые запасы нефти, скважины-дублеры. При проектировании и выборе рациональной системы разработки нефтяных месторождений обязательно следует учитывать аварийное выбытие скважин. По тем или иным объективным и субъективным причинам проектируют низкие темпы отбора извлекаемых запасов нефти в пределах уже разбуренной и эксплуатируемой части нефтяных месторождений, но при этом не учитывают фактическое ограниченное время существования скважин — их ограниченную долговечность и хаотический характер аварийного выбытия скважин по площади нефтяных месторождений. Другой причиной резкого снижения долговечности (с 30 до 10–20 лет) скважин, эксплуатирующих высокопродуктивные нефтяные пласты, может быть применение слишком густой сетки, что приводит к огромной избыточной производительности и в течение многих лет обеспечивает плановую добычу нефти небольшой частью пробуренных скважин. Соответственно остальная, значительная часть скважин не используются и не уделяется достаточного внимания их текущему и капитальному ремонту, а в итоге происходит их преждевременное аварийное выбытие.
Причины негерм-ти ЭК:
Бездействующие скважины: правила налогового учета
«Промышленность: бухгалтерский учет и налогообложение», 2013, N 7
Надо ли продолжать начислять амортизацию в целях налогообложения прибыли, если действующая скважина становится скважиной бездействующего фонда? Можно ли учитывать затраты по аренде бездействующих скважин при определении налоговой базы по налогу на прибыль? Являются ли работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах реконструкцией в целях применения гл. 25 НК РФ? В какой момент расходы на ликвидацию скважины признаются в целях определения налога на прибыль? Ответы будем искать в арбитражной практике.
Классификация скважин
Согласно п. 99 Правил охраны недр, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 N 71, скважины, бурящиеся на месторождениях нефти и газа для реализации проектных решений по разработке месторождения, относятся к категории эксплуатационных и включают добывающие, нагнетательные, контрольные (наблюдательные и пьезометрические) и специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин подразделяется на три основные группы:
Таким образом, бездействующие скважины относятся к эксплуатационному фонду скважин. А вот законсервированные и ликвидированные скважины в эксплуатационный фонд не входят, а включаются в пробуренный фонд. Кстати, сюда же попадают разведочные скважины (скважины, бурящиеся на месторождениях для уточнения запасов нефти и газа и сбора исходных данных, необходимых для проектирования разработки).
Начисление амортизации
Согласно п. 3 ст. 256 НК РФ из состава амортизируемого имущества в целях исчисления налога на прибыль исключаются следующие основные средства:
Данный перечень является исчерпывающим и расширительному толкованию не подлежит. С этим согласны и финансисты: перечень хозяйственных операций, при которых начисление амортизации по амортизируемому имуществу временно приостанавливается, приведенный в п. 3 ст. 256 НК РФ, является закрытым. В остальных случаях (в частности, в период простоя амортизируемого имущества, вызванного производственной необходимостью) начисление амортизации не прекращается (Письмо от 27.02.2009 N 03-03-06/1/101).
Однако, как показывает практика, налоговые инспекции придерживаются мнения о том, что скважины бездействующего фонда (бездействующие скважины) являются имуществом, не участвующим в производстве с целью получения доходов, и не признаются амортизируемым имуществом, поэтому амортизация по ним не начисляется. У судей на этот счет другая точка зрения. Обоснование следующее.
Постановление ФАС МО от 11.04.2013 по делу N А40-37235/10-20-257
Деятельность общества по добыче и реализации нефти является длящейся во времени, факт временного отсутствия добычи нефти в соответствующий период через бездействующие скважины не может свидетельствовать о неиспользовании скважин для деятельности, направленной на извлечение дохода. При выводе добывающих скважин из состава действующих по объективным причинам, в том числе вследствие аварийности, изменения пластового давления, повышения обводненности, несмотря на то что непосредственно добыча из них нефтесодержащей жидкости временно прекращается, бездействующие скважины используются:
При этом обязанность по проведению гидродинамических исследований закреплена в проектной документации по каждому из месторождений организации.
Постановление ФАС МО от 30.03.2012 по делу N А40-34389/10-129-191
Таким образом, в производственном процессе, направленном на добычу нефти на конкретном участке недр, задействованы не отдельные скважины независимо от их статуса (действующие, бездействующие и пр.), а вся совокупность объектов недвижимости и оборудования на данном участке, строительство и монтаж которых отражаются в проектной документации и согласовываются с государственными органами.
Если говорить о консервации, в этом случае скважина приводится в такое состояние, которое исключает проведение гидродинамических исследований (устанавливается заглушающее устройство). Гидродинамические исследования являются частью производственной деятельности, которая не может осуществляться на законсервированных скважинах.
С учетом того, что бездействующие скважины не были законсервированы, они являются амортизируемым имуществом.
Постановление ФАС МО от 29.02.2012 по делу N А40-129782/09-112-965
Перечень основных средств, исключаемых из состава амортизируемого имущества, установлен п. 3 ст. 256 НК РФ. Приведенные в нем положения не содержат требования о прекращении начисления амортизации в случае неполучения продукции от использования амортизируемого имущества в какой-либо промежуток времени.
В рассматриваемой ситуации было выяснено, что общество проводило исследования, необходимые для обеспечения нефтедобычи на лицензированных участках недр, причем на всех скважинах, включая переведенные в бездействующий фонд. Часть спорных скважин была переведена в действующий фонд, а по остальным отсутствовали основания для их консервации в проверенном периоде без ущерба для процесса нефтедобычи на остальных скважинах.
Налоговая инспекция не представила доказательств наличия оснований для вывода скважин из состава амортизируемого имущества (в частности, решений или приказов общества о консервации скважин), а также доказательств наличия причин для консервации. Следовательно, суммы амортизации по спорным скважинам исключены налоговым органом из общей суммы расходов в нарушение положений п. 3 ст. 256 НК РФ.
Постановление ФАС МО от 08.10.2010 N КА-А40/10448-10
Все скважины (как действующие, так и бездействующие) на конкретном участке недр непосредственно взаимосвязаны единым технологическим процессом, наделены определенными функциями и участвуют в производственном процессе по добыче нефти. Перевод скважин из действующего фонда в бездействующий связан с производственной деятельностью общества и не свидетельствует о необоснованности начисления амортизации по бездействующим скважинам.
Аренда
По мнению налоговой инспекции, затраты по аренде бездействующих объектов не являются экономически обоснованными, поэтому арендатор не вправе учитывать в целях налогообложения прибыли ту часть расходов, которая приходится на аренду этих объектов. Судьи позволили себе не согласиться с такой точкой зрения. ФАС МО признал решение налоговиков незаконным (Постановление от 17.06.2011 N КА-А40/5679-11). Утверждая, что арендная плата по бездействующим скважинам является экономически необоснованным расходом, налоговая инспекция тем самым, по существу, оспаривает целесообразность хозяйственной операции по аренде скважин. Однако судебная практика исходит из того, что проверка целесообразности не относится к компетенции налоговых органов. Президиум ВАС РФ в Постановлениях от 26.02.2008 N 11542/07, от 18.03.2008 N 14616/07 разъяснил, что обоснованность расходов, уменьшающих полученные доходы, не может оцениваться с точки зрения целесообразности, рациональности, эффективности или полученного результата. Хозяйствующие субъекты самостоятельно по своему усмотрению выбирают способы достижения результата от осуществления предпринимательской деятельности. В полномочия же налоговых органов входит лишь контроль за соблюдением налогоплательщиками законодательства о налогах и сборах, а не вменение им доходов исходя из собственного видения способов достижения налогоплательщиками экономического эффекта с меньшими затратами. Следовательно, довод инспекции об экономической необоснованности расходов противоречит как ст. 252 НК РФ, так и судебной практике.
Кроме того, арендная плата вносилась за имущественный комплекс, частью которого были спорные скважины. Необходимость аренды бездействующих скважин была обусловлена технологическими особенностями производства и направлена на соблюдение требований охраны недр. Споров между арендатором и арендодателем по поводу пригодности к использованию арендуемого имущества, размера арендной платы нет. Бездействующие скважины продолжали оставаться в составе арендуемого имущества, и размер арендной платы был установлен по соглашению сторон за весь комплекс. То обстоятельство, что отдельные скважины не использовались, не влияет на размер взимаемой арендной платы.
Реконструкция
В свое время Президиум ВАС отметил, что работы по бурению боковых стволов в бездействующих скважинах следует признать относящимися к реконструкции. Однако, как указали судьи ФАС ПО в Постановлении от 27.03.2012 по делу N А65-7118/2009, под бездействующими скважинами по смыслу Постановления от 01.02.2011 N 11495/10 Президиум ВАС РФ понимает не любые бездействующие скважины, а только ранее ликвидированные или законсервированные.
Помимо этого, высший арбитр отнес к реконструкции буровые работы, проведенные в связи с естественным истощением запасов нефти на месторождении, возникшим, в частности, в результате нормированной закачки воды в отдельные пласты и скважины в соответствии с проектом (технологической схемой) разработки месторождения. (Нормирование закачки воды в отдельные пласты и скважины определено разд. 3.4 Правил разработки нефтяных и газонефтяных месторождений ).
Утверждены Коллегией Миннефтепрома СССР, Протокол от 15.10.1984 N 44, п. IV.
А вот работы, проведенные в технически неисправных скважинах или в связи с предельной обводненностью пластов, образовавшейся в результате прорыва пластовых вод, высший арбитр квалифицировал как работы по капитальному ремонту (Постановление от 01.02.2011 N 11495/10).
Делая такие выводы, Президиум ВАС руководствовался предусмотренными ст. 257 НК РФ положениями как установленными для целей обложения налогом на прибыль, а не ведомственными нормативными актами, в которых проводится различие между капитальным ремонтом и реконструкцией для целей, не связанных с налогообложением прибыли. Согласно п. 2 ст. 257 НК РФ к реконструкции относится переустройство существующих объектов основных средств, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции основных средств в целях увеличения производственных мощностей, улучшения качества и изменения номенклатуры продукции.
В деле, рассмотренном ФАС МО (Постановление от 02.11.2011 по делу N А40-74739/08-127-372), работы по зарезке боковых стволов, проведенные в отношении спорных скважин, в том числе бездействующих, были признаны отвечающими критериям реконструкции в целях налогообложения прибыли:
По такому же принципу проверка критериев была проведена в деле, рассмотренном судьями ФАС ПО (Постановление от 07.07.2011 по делу N А65-20407/2010).
Ликвидация
Утверждена Постановлением Госгортехнадзора РФ от 22.05.2002 N 22.
Кстати, ликвидация законченных строительством скважин считается завершенной после подписания акта о ликвидации пользователем недр и соответствующим органом Госгортехнадзора (п. 1.9 Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов). По мнению судей ФАС ВВО, факт подписания такого акта соответствующим органом Госгортехнадзора позднее даты проведения работ по ликвидации скважины не изменяет установленного Налоговым кодексом порядка отнесения расходов на ее ликвидацию к налоговому периоду, в котором такие расходы были понесены, а лишь завершает процедуру документального оформления проведенных ранее работ. Поэтому вывод о том, что расходы, понесенные налогоплательщиком при ликвидации основного средства, в целях определения налоговой базы по налогу на прибыль учитываются единовременно на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства, является ошибочным (Постановление от 26.07.2012 по делу N А29-10593/2010). Аналогичные выводы представлены в Постановлении ФАС СЗО от 28.07.2011 по делу N А56-49067/2010.
Минфин придерживается другого мнения. Расходы на ликвидацию имущества образуют в налоговом учете внереализационные расходы (не убыток от выбытия амортизируемого имущества), которые учитываются при определении налоговой базы по налогу на прибыль единовременно на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства (Письма от 11.09.2009 N 03-05-05-01/55, от 21.10.2008 N 03-03-06/1/592). Среди отдельных судей такая позиция нашла поддержку (см., например, Постановление ФАС ЗСО от 26.02.2010 по делу N А27-6662/2009).
Если скважина в последнем месяце учитываемого периода не находилась под закачкой, ее переводят в бездействующий фонд. При этом начисление амортизации по такой скважине не прекращается (из состава амортизируемого имущества она не исключается, временное отсутствие добычи нефти через такую скважину не свидетельствует о неиспользовании скважины в деятельности, направленной на извлечение дохода), что подтверждает многочисленная арбитражная практика (в статье приведены отдельные случаи). Аналогичным образом при получении бездействующей скважины во временное владение и пользование расходы на аренду учитываются в целях налогообложения прибыли. Если проводятся работы по бурению боковых стволов в бездействующей скважине, для их квалификации в качестве реконструкции скважины должны выполняться критерии, перечисленные в п. 2 ст. 257 НК РФ. При ликвидации бездействующей скважины признание расходов можно организовать на дату подписания ликвидационной комиссией акта о выполнении работ по ликвидации основного средства (на этом настаивает Минфин).