❶ 钻一口油气井要花多少钱
油、气钻井是一项高投入产业，特别是钻深井、地质条件复杂的探井、高压油气井及海上油气井费用就更昂贵。油、气井成本高的主要原因，一是钻井使用的钻机和配套费用很高，目前我国配套一部国产中型的石油钻机大约需要几千万元人民币，若建造一艘海上钻井平台则需几亿元人民币。钻机的使用寿命是有一定年限的，因而，每部钻机在现场工作时，钻机的折旧费很高，再加上工作时消耗的油、水、材料和作业者的工资，一部钻机的日费用为几万至几十万元人民币。二是钻井本身的费用也很高。钻深井或探井时一般要下入多层套管，使用几只乃至十几只钻头，要配制价格昂贵的钻井液，要进行地质录井、测井、测试和注水泥作业，发生钻井事故时要花费大量的人力物力进行处理等。钻一口石油天然气井的成本高低，主要决定于钻井的地区、井型、井深和井下地质情况等。海洋、沙漠地区钻井比陆地钻井的成本高；探井比开发井的成本高；深井比浅井的成本高。目前我国东部地区陆地探井成本一般每米约1000～2000元人民币；开发井成本每米约800～1500元人民币；深探井（大于5000米的井）每米的钻井成本约5000元人民币。我国四川、云贵地区因地层坚硬，海上和沙漠钻井因自然和地面条件的原因，成本要比东部陆地钻井成本高得多。我国在陆地钻一口深探井一般要花费几千万元人民币，在井下地质情况复杂、钻井工程难度大时，一口深探井则需要上亿元的费用。难怪人们常说：“一口井就是一个工厂”。
美丽的油田和井架
❷ 天然气开采的相关政策
第一章 总则
第一条 为了规范石油天然气(以下简称油气)开采活动的会计处理和相关信息的披露,根据《企业会计准则--基本准则》,制定本准则.
第二条 油气开采活动包括矿区权益的取得以及油气的勘探、开发和生产等阶段.
第三条 油气开采活动以外的油气储存、集输、加工和销售等业务的会计处理,适用其他相关会计准则.
第二章 矿区权益的会计处理
第四条 矿区权益,是指企业取得的在矿区内勘探、开发和生产油气的权利.
矿区权益分为探明矿区权益和未探明矿区权益.探明矿区,是指已发现探明经济可采储量的矿区;未探明矿区,是指未发现探明经济可采储量的矿区.
探明经济可采储量,是指在现有技术和经济条件下,根据地质和工程分析,可合理确定的能够从已知油气藏中开采的油气数量.
第五条 为取得矿区权益而发生的成本应当在发生时予以资本化.企业取得的矿区权益,应当按照取得时的成本进行初始计量:
(一)申请取得矿区权益的成本包括探矿权使用费、采矿权使用费、土地或海域使用权支出、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他申请取得支出.
(二)购买取得矿区权益的成本包括购买价款、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他购买取得支出.
矿区权益取得后发生的探矿权使用费、采矿权使用费和租金等维持矿区权益的支出,应当计入当期损益.
第六条 企业应当采用产量法或年限平均法对探明矿区权益计提折耗.采用产量法计提折耗的,折耗额可按照单个矿区计算,也可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组计算.计算公式如下:
探明矿区权益折耗额=探明矿区权益账面价值t探明矿区权益折耗率探明矿区权益折耗率=探明矿区当期产量/(探明矿区期末探明经济可采储量+探明矿区当期产量)
第七条 企业对于矿区权益的减值,应当分别不同情况确认减值损失:
(一)探明矿区权益的减值,按照《企业会计准则第8号--资产减值》处理.
(二)对于未探明矿区权益,应当至少每年进行一次减值测试.
单个矿区取得成本较大的,应当以单个矿区为基础进行减值测试,并确定未探明矿区权益减值金额.单个矿区取得成本较小且与其他相邻矿区具有相同或类似地质构造特征或储层条件的,可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组进行减值测试.
未探明矿区权益公允价值低于账面价值的差额,应当确认为减值损失,计入当期损益.未探明矿区权益减值损失一经确认,不得转回.
第八条 企业转让矿区权益的,应当按照下列规定进行处理:
(一)转让全部探明矿区权益的,将转让所得与矿区权益账面价值的差额计入当期损益.
转让部分探明矿区权益的,按照转让权益和保留权益的公允价值比例,计算确定已转让部分矿区权益账面价值,转让所得与已转让矿区权益账面价值的差额计入当期损益.
(二)转让单独计提减值准备的全部未探明矿区权益的,转让所得与未探明矿区权益账面价值的差额,计入当期损益.
转让单独计提减值准备的部分未探明矿区权益的,如果转让所得大于矿区权益账面价值,将其差额计入当期损益;如果转让所得小于矿区权益账面价值,以转让所得冲减矿区权益账面价值,不确认损益.
(三)转让以矿区组为基础计提减值准备的未探明矿区权益的,如果转让所得大于矿区权益账面原值,将其差额计入当期损益;如果转让所得小于矿区权益账面原值,以转让所得冲减矿区权益账面原值,不确认损益.
转让该矿区组最后一个未探明矿区的剩余矿区权益时,转让所得与未探明矿区权益账面价值的差额,计入当期损益.
第九条 未探明矿区(组)内发现探明经济可采储量而将未探明矿区(组)转为探明矿区(组)的,应当按照其账面价值转为探明矿区权益.
第十条 未探明矿区因最终未能发现探明经济可采储量而放弃的,应当按照放弃时的账面价值转销未探明矿区权益并计入当期损益.因未完成义务工作量等因素导致发生的放弃成本,计入当期损益.
第三章油气勘探的会计处理
第十一条 油气勘探,是指为了识别勘探区域或探明油气储量而进行的地质调查、地球物理勘探、钻探活动以及其他相关活动.
第十二条 油气勘探支出包括钻井勘探支出和非钻井勘探支出.
钻井勘探支出主要包括钻探区域探井、勘探型详探井、评价井和资料井等活动发生的支出;非钻井勘探支出主要包括进行地质调查、地球物理勘探等活动发生的支出.
第十三条 钻井勘探支出在完井后,确定该井发现了探明经济可采储量的,应当将钻探该井的支出结转为井及相关设施成本.
确定该井未发现探明经济可采储量的,应当将钻探该井的支出扣除净残值后计入当期损益.
确定部分井段发现了探明经济可采储量的,应当将发现探明经济可采储量的有效井段的钻井勘探支出结转为井及相关设施成本,无效井段钻井勘探累计支出转入当期损益.
未能确定该探井是否发现探明经济可采储量的,应当在完井后一年内将钻探该井的支出予以暂时资本化.
第十四条 在完井一年时仍未能确定该探井是否发现探明经济可采储量,同时满足下列条件的,应当将钻探该井的资本化支出继续暂时资本化,否则应当计入当期损益:
(一)该井已发现足够数量的储量,但要确定其是否属于探明经济可采储量,还需要实施进一步的勘探活动;
(二)进一步的勘探活动已在实施中或已有明确计划并即将实施.
钻井勘探支出已费用化的探井又发现了探明经济可采储量的,已费用化的钻井勘探支出不作调整,重新钻探和完井发生的支出应当予以资本化.
第十五条 非钻井勘探支出于发生时计入当期损益.
第四章 油气开发的会计处理
第十六条油气开发,是指为了取得探明矿区中的油气而建造或更新井及相关设施的活动.
第十七条油气开发活动所发生的支出,应当根据其用途分别予以资本化,作为油气开发形成的井及相关设施的成本.
油气开发形成的井及相关设施的成本主要包括:
(一)钻前准备支出,包括前期研究、工程地质调查、工程设计、确定井位、清理井场、修建道路等活动发生的支出;
(二)井的设备购置和建造支出,井的设备包括套管、油管、抽油设备和井口装置等,井的建造包括钻井和完井;
(三)购建提高采收率系统发生的支出;
(四)购建矿区内集输设施、分离处理设施、计量设备、储存设施、各种海上平台、海底及陆上电缆等发生的支出.
第十八条 在探明矿区内,钻井至现有已探明层位的支出,作为油气开发支出;为获取新增探明经济可采储量而继续钻至未探明层位的支出,作为钻井勘探支出,按照本准则第十三条和第十四条处理.
第五章 油气生产的会计处理
第十九条 油气生产,是指将油气从油气藏提取到地表以及在矿区内收集、拉运、处理、现场储存和矿区管理等活动.
第二十条 油气的生产成本包括相关矿区权益折耗、井及相关设施折耗、辅助设备及设施折旧以及操作费用等.操作费用包括油气生产和矿区管理过程中发生的直接和间接费用.
第二十一条 企业应当采用产量法或年限平均法对井及相关设施计提折耗.井及相关设施包括确定发现了探明经济可采储量的探井和开采活动中形成的井,以及与开采活动直接相关的各种设施.采用产量法计提折耗的,折耗额可按照单个矿区计算,也可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组计算.计算公式如下:
矿区井及相关设施折耗额=期末矿区井及相关设施账面价值t矿区井及相关设施折耗率矿区井及相关设施折耗率=矿区当期产量/(矿区期末探明已开发经济可采储量+矿区当期产量)
探明已开发经济可采储量,包括矿区的开发井网钻探和配套设施建设完成后已全面投入开采的探明经济可采储量,以及在提高采收率技术所需的设施已建成并已投产后相应增加的可采储量.
第二十二条 地震设备、建造设备、车辆、修理车间、仓库、供应站、通讯设备、办公设施等辅助设备及设施,应当按照《企业会计准则第4号--固定资产》处理.
第二十三条 企业承担的矿区废弃处置义务,满足《企业会计准则第13号--或有事项》中预计负债确认条件的,应当将该义务确认为预计负债,并相应增加井及相关设施的账面价值.
不符合预计负债确认条件的,在废弃时发生的拆卸、搬移、场地清理等支出,应当计入当期损益.
矿区废弃,是指矿区内的最后一口井停产.
第二十四条 井及相关设施、辅助设备及设施的减值,应当按照《企业会计准则第8号--资产减值》处理.
第六章 披露
第二十五条 企业应当在附注中披露与石油天然气开采活动有关的下列信息:
(一)拥有国内和国外的油气储量年初、年末数据.
(二)当期在国内和国外发生的矿区权益的取得、油气勘探和油气开发各项支出的总额.
(三)探明矿区权益、井及相关设施的账面原值,累计折耗和减值准备累计金额及其计提方法;与油气开采活动相关的辅助设备及设施的账面原价,累计折旧和减值准备累计金额及其计提方法.
❸ 为什么要计算油气开发的单位操作成本
一般来讲会计上的成本是不含税的金额，
但如果是对外报价单价一般是含税金额。
所以还是明确注明含税和未税比较清楚。
个人观点，仅供参考。
❹ 中国油气资源的供应和消费特点
世界石油资源生产和消费具有地域分布不均衡的特点。那么中国的石油生产和消费，以及进口来源又有哪些特点呢？
我们主要从中国油气资源的生产和消费，以及进口来源的特点来说明。
2.2.2.1 中国油气资源的生产和消费特点
长期以来，我国石油生产和消费整体呈现增长的趋势（图2.14）；石油生产从新中国成立初期的62万t增加到现在的18477万t；而石油消费量也从1953年的144万t，增加到现在的34876万t。
图2.14 1953～2007年我国油气生产量和消费量变化规律
20世纪50～60年代，我国石油生产量和消费量都相对较少。1993年以前，原油生产可以保证我国石油的消费；1993年之后，我国原油生产已经不能满足石油的消费，且生产量和消费量之间的差距呈现增加的趋势。
能源供需波动变化图（图2.15）表明：在新中国成立初期，能源的供需处于一种波动状态；在20世纪60年代初期，能源供应紧张的局面有所缓和；从1992年开始，我国能源消费总量超过了生产总量，并且这种趋势越来越明显；1999年和2000年能源供应缺口最大，供应最紧张。
究其原因，主要是由于在新中国成立初期，国民经济处于恢复时期，煤炭、石油等能源工业也都处于恢复时期，所以能源的供需处于一种波动状态。随着经济的稳步发展，对能源需求量越来越大。在此期间的1958年大跃进，大炼钢铁，导致1960年的能源供应紧张。在60年代初期，随着我国地质普查和勘探的深入，以大庆油田为代表的一批油气田的开发建设，保证了我国能源的需要，缓和了能源供应紧张的局面。而从90年代起，随着经济的发展，能源消费量剧增，能源生产量的增长速度赶不上能源消费需求的增加。
图2.15 我国能源供需波动变化图
2.2.2.2 中国油气资源进口特点
1993年以后，我国能源生产已经不能满足能源消费的需求。目前，石油原油进口主要来自中东地区、非洲、欧洲，以及亚太地区的30多个国家和地区。
根据2001～2006年我国石油进口来源数据（图2.16），可以看出，进入21世纪以来，我国石油的进口量呈现增长的趋势。如图2.16所示，2001年，我国石油进口量为6025万t，到2006年石油进口量增加到了14518万t。我国的石油进口主要集中在中东地区和非洲。
图2.16 2001～2006年中国石油进口来源及变化
我国石油进口来源在区域上是有所差异的（图2.17）。2001年，我国石油进口来源一半以上都集中在中东地区，从中东地区石油的进口量占到我国石油总进口量的57%；其次是非洲，所占比例为22%；再次是亚太地区，所占比例为14%。
图2.17 中国石油进口来源区域分布
2006年我国石油进口来源在区域上的分布则有所变化。其中，从中东地区的进口量为6560万t，占我国石油进口总量的44%，比2001年有了大幅度的下降；非洲的石油进口量比重有所增加，从2001年的由22%增加到2006年的32%；亚太地区的比重所有下降，从14%下降到4%；而欧洲和中亚的比重有所增加。
❺ 石油焦的生产成本
开征燃油税后，每吨渣油加收800的税，所以现在地炼基本都是亏损的，好多都停产了
石油炼制过程－石油焦化
石油炼制过程之一，是在加热和长反应时间的条件下，使渣油发生深度裂化反应，转化为气体、汽油、柴油、重质馏分油（见重质油）和石油焦的过程。与热裂化的主要区别是原料转化深度不同，石油焦化原料几乎全部转化，且生成大量焦炭。原料来源于原油蒸馏所产的渣油或溶剂脱沥青所产的石油沥青，也可以用热裂化渣油或烃类裂解的焦油。原料含硫量对石油焦质量影响很大。所产汽油、柴油很不稳定，并且含杂质多，必须进一步精制（见石油产品精制）；焦化重质馏分油常作为催化裂化或热裂化原料。
沿革
早期的焦化工业装置为釜式焦化和平炉焦化。原料进入焦化釜或平炉后，在设备外部加热，现已淘汰。20世纪30年代开发了延迟焦化技术，50年代又开发了流化焦化技术,都使石油焦化的供热条件有很大改进(前者用管式加热炉供热,后者由燃烧一部分焦炭供热)。延迟焦化采用水力除焦，可显着提高装置的效率，目前应用最广泛。70年代末，将流化焦化和焦炭气化结合而构成的灵活焦化，目前也有一定应用。
中国于40年代建成釜式焦化装置。50年代试验成功在焦化釜中通入少量空气，在设备内部燃烧供热的氧化焦化技术。60年代中期建成延迟焦化装置，以后又在延迟焦化装置中生产出晶形焦（见石油焦）。80年代中国各炼油厂均采用延迟焦化技术。
延迟焦化
用加热炉将原料加热到反应温度，并在高流速、短停留时间的条件下，使原料只发生少量反应，就迅速离开加热炉进入焦炭塔进行裂化和缩合生焦反应。它是目前世界上渣油深度加工（见石油炼制过程）的主要方法，占石油焦化总处理能力的四分之三。
根据不同原料和操作条件，可以调节各种产品的产率：多产汽油、柴油，或多产裂化原料重质馏分油，或多产焦炭。生成的焦化气是炼厂气来源之一。
延迟焦化为半连续操作。当一台焦炭塔内的焦炭累积到一定高度后(约需24h),切换到另一台焦炭塔继续进行焦化。充满焦的焦炭塔在用水蒸气吹扫和水冷后,用水力除焦设备除去塔内焦炭,然后又切换成为焦化操作。延迟焦化的主要操作条件为：加热炉出口温度495～505℃,焦炭塔压力0.18～0.28MPa（表压）,分馏塔底温度不大于400℃。水力除焦设备分有井架式、半井架式和无井架式等多种。一般采用有井架式除焦设备。加热炉有立式炉和无焰燃烧炉两种炉型。无焰燃烧炉的辐射室炉管排在炉膛中间，燃烧器（又称火嘴）排在两边；气体燃料通过无焰燃烧器喷入，形成极短的无焰燃烧火焰，使炉管双面均匀受热，尽可能减少渣油原料在炉管内壁因过热而结焦。
流化焦化
原料送入流化床反应器，反应器内为流化状态的高温焦炭粉粒，用油气和水蒸气保持粉粒流化，原料在焦粒表面发生焦化反应，生成的焦炭附着在焦粒上。反应产品油气经旋风分离器分去焦粒后送入分馏塔。在反应过程中不断引出焦炭粉粒送入烧焦器，用空气烧去部分焦粒，再循环回反应器，提供焦化反应所需热量，过多的焦炭粉粒则从系统中排出。
灵活焦化
是在流化焦化装置的基础上，组合一套焦炭气化设备（一段或两段焦炭气化），将流化焦化产生的焦炭转化为燃料气（和合成气）的过程。焦炭在流化焦化反应器中生成后，进入加热器加热，然后一部分回到反应器，一部分去气化。焦炭气化分为气化和水煤气化两段，第一段气化用空气烧焦,以供应加热器和水煤气反应所需热量,并产生低热值气体;第二段气化用水蒸气生产合成气（H2+CO）。
灵活焦化原料的适应性大，可以加工各种高硫、高金属、高残碳的重质油料，并能使约99％的进料转化为气体、汽油、中间馏分油和重质馏分油,其余1％为石油焦。
❻ 钻一口油气井要花多少钱
油、气钻井是一项高投入产业，特别是钻深井、地质条件复杂的探井、高压油气井及海上油气井费用就更昂贵。油、气井成本高的主要原因，一是钻井使用的钻机和配套费用很高，目前我国配套一部国产中型的石油钻机大约需要几千万元人民币，若建造一艘海上钻井平台则需几亿元人民币。钻机的使用寿命是有一定年限的，因而，每部钻机在现场工作时，钻机的折旧费很高，再加上工作时消耗的油、水、材料和作业者的工资，一部钻机的日费用为几万至几十万元人民币。二是钻井本身的费用也很高。钻深井或探井时一般要下入多层套管，使用几只乃至十几只钻头，要配制价格昂贵的钻井液，要进行地质录井、测井、测试和注水泥作业，发生钻井事故时要花费大量的人力物力进行处理等。钻一口石油天然气井的成本高低，主要决定于钻井的地区、井型、井深和井下地质情况等。海洋、沙漠地区钻井比陆地钻井的成本高；探井比开发井的成本高；深井比浅井的成本高。目前我国东部地区陆地探井成本一般每米约1000～2000元人民币；开发井成本每米约800～1500元人民币；深探井（大于5000米的井）每米的钻井成本约5000元人民币。我国四川、云贵地区因地层坚硬，海上和沙漠钻井因自然和地面条件的原因，成本要比东部陆地钻井成本高得多。我国在陆地钻一口深探井一般要花费几千万元人民币，在井下地质情况复杂、钻井工程难度大时，一口深探井则需要上亿元的费用。难怪人们常说：“一口井就是一个工厂”。
美丽的油田和井架
❼ 费用类会计分录
（一）基本生产单位的基层成本核算
基本生产单位包括从事原油天然气生产、炼油化工产品生产等单位。这些单位在生产过程中发生的成本费用，分别在"油气生产成本"、"生产成本"等科目中归集。主要会计分录为：
1、基本生产单位发生各项直接生产费用
借：油气生产成本等-按成本项目
生产成本-按成本项目
输油输气成本
贷：原材料
库存现金
银行存款
内部存款
应付职工薪酬等
2、基本生产单位为组织和管理生产所发生的其它开采费用和制造费用
借：制造费用-按成本项目
贷：原材料
库存现金
银行存款
内部存款
应付职工薪酬等
3、月末基本生产单位将本月发生的其他开采费用和制造费用按规定比例分配计入成本
借：油气生产成本等
生产成本
输油输气成本
贷：制造费用
（二）企业内部辅助生产单位的成本核算与结转
企业内部辅助生产单位包括为原油天然气、炼油化工产品、机械产品生产提供劳务的井下作业、注水注气作业、油气处理作业、供水供电等，主要会计分录为：
1、实际发生辅助生产成本时
借：辅助生产成本
油气辅助生产等
贷：原材料
库存现金
内部存款
制造费用
应付职工薪酬等
2、月份终了，分配辅助生产车间费用 借：生产成本
管理费用
营业费用
其他业务支出
在建工程 贷：辅助生产成本
（三）企业外部单位提供产品劳务费用的结算
企业外部单位为企业内部基本生产等单位提供产品劳务，企业内部单位作
借：油气生产成本
生产成本等
贷：银行存款
应付账款
（四）制造费用的核算
1、基本生产单位和辅助生产单位发生制造费用，包括二级单位和三级单位的制造费用
借：制造费用-按成本费用项目
贷：原材料
库存现金
银行存款
内部存款
应付职工薪酬
累计折旧等
2、月末制造费用分配计入有关成本核算对象
借：油气生产成本
生产成本
辅助生产成本等
贷：制造费用
❽ 油气产能开发项目收益预测
对油气产能开发项目进行收益预测，就是估算油气产出以后的销售收入扣除成本和费用、缴纳各种税金后的实际收益。
(一)销售收入、营业收入
产品销售收入是项目销售产品(提供劳务)所取得的收入。其年销售收入为：
年销售收入＝年油气产量×油气商品率×销售价格
油气商品率按照项目要求，参照本油气田或相似油气田的统计资料确定。
营业收入为管道输油气所取得的收入，其年营业收入为：
年营业收入＝年输油气量×输油气收费标准
我国石油天然气的价格预测历来是个难题，这主要取决于我国油气流通体制。自新中国成立以来，我国油气流通体制的变革大致经历了三个重要阶段。第一阶段：20世纪50～70年代，这期间国家对原油及石油产品实行统购统销和计划供应的管理体制；第二阶段：80年代，按照对外开放，对内搞活的方针，油气流通体制开始由完全的计划统配向以计划分配为主、市场调节为辅的管理体制过渡，原油产量包干部分实行平价销售，增产和节约部分议价销售；第三阶段：90年代，根据建立社会主义市场经济体制的需要，正式减少指令性计划的油品种，大部分石油产品价格放开，除大庆、辽河、胜利三个油田外，其他油田的原油也放开经营，允许部分原油价格随市场浮动；1994年5月起为稳定市场，加强宏观调控，取消了价格双轨机制，改为国家统一定价，确定合理的地方差价和批零差价，对原油和成品油价格实行国家管制，出口由原国家计划委员会、原国家经济贸易委员会和原中国石油天然气法公司三个部门协调配额。以上可以看出，我国石油价格受政策变动影响大，因此，在技术经济评价中应同时考虑市场变动和国家政策导向，如果缺乏足够的政策依据，计算价格应以现行价格为准。
(二)销售税金及附加
销售税金及附加包括增值税(或营业税)、城市维护建设税、教育费附加、资源税。
1.增值税
是以商品生产、流通和劳务服务各个环节的增值额为课税对象的一种税。所谓增值额是指企业或个人在生产经营过程中新创造的那部分价值。它的基本特点是：以应税产品的销售额为计税依据，同时又准许从税额中扣除已税部分的税额，以其余额为应纳税额。其具体计算方法采取“价外税、价内扣”的办法处理。其计算公式如下：
应纳税额＝当期销项税额-当期进项税额
(1)销项税
油气工业技术经济评价方法及应用（第3版）
据有关的规定，在现今阶段，原油增值税率为17%，天然气增值税率为13%。油田内部生产的自用产品、内部调拨材料和设备、提供的劳务以及产品销售过程中所发生的费用，免交增值税。
(2)进项税
原油、天然气是一种不可再生的资源，油气田企业始终围绕不断寻找资源、开采资源，循环进行生产经营。在寻找资源、开发资源过程中消耗的外购材料、动力等所支付的进项税，都应该予以扣除。特别是为缓解原油、天然气产量递减所进行的各种油田维护、井下作业等，是属于措施性工作，其消耗的材料、动力等本身就构成采油采气成本的一部分，其进项税更应扣除。为简化计算，现划分为三个档次对“进项税”进行扣除：
第一类：材料费、燃料费、动力费按100%的比例从费用中扣除进项税；
第二类：修理费、油田维护费、热采费、轻烃回收费按50%的比例从费用中扣除进项税；
第三类：井下作业费、注水注气费、测井试井费、油气处理费按30%的比例从费用中扣除进项税。
2.营业税
根据国家有关规定，管道运输企业营业税率为5%，即
应纳营业税额＝营业额×税率
3.城市维护建设税
由现行流转税额附加征收改为以销售收入为计税依据；改变现行不太合理的税率结构，城市维护建设税税率市区为0.6%，县、镇为0.4%，市区、县、镇以外为0.2%。此税暂不实施，暂以增值税、营业税税额为计税依据，按原税率计征。
4.教育费附加
据有关规定，教育费附加以增值税、营业税为计算基础，税率为3%，分别与增值税等同时缴纳。
5.资源税
据国家有关规定，资源税的应纳税额，按照应税产品的课税数量和规定的单位税额计算。应纳税额计算公式为：
应纳税额＝课税数量×单位税额
课税数量为实际产量和自用量。其中开采原油过程中用于加热、修井的原油免税，油气在储存集输过程中的损耗免税。
(三)利润及其分配
利润是销售收入中除去成本和费用以及销售税金及附加之后所得的部分，是评价油气田的主要指标之一。利润除去上交企业所得税后余下的税后利润可以再分配。
1.企业所得税
根据国家有关规定，国家对一切生产、经营所得和其他所得，一律按33%统一税率征收企业所得税。其应交税额为：
应纳税额＝应纳税所得额×税率
应纳税所得额，应为生产经营收入减去成本和费用，弥补上年度亏损等之后的企业留利总额。
企业缴纳所得税后不再缴纳能源交通建设基金、预算调节基金和调节税。
优惠税收政策及地方收取的税费，按项目所在地区有关的规定执行。
2.税后利润
企业缴纳所得税后的利润，除国家另有规定者外，按照下列顺序分配：
(a)被没收的财物损失，支付各项税收的滞纳金和罚款。
(b)弥补企业以前的年度亏损。
(c)提取法定盈余公积金。法定盈余公积金按照税后利润扣除前两项后的10%提取，盈余公积金已达注册资金的50%时可不再提取。
(d)提取公益金。
(e)向投资者分配利润。
股份有限公司提取公益金后，按照下列顺序分配：
(a)支付优先股股利。
(b)提取任意盈余公积金。
(c)支付普通股股利。
企业发生的年度亏损，可以用下一年度的利润弥补；下一年度利润不足弥补的，可以在5年内用所得税前利润延续弥补；延续5年未弥补完亏损时，用所得税后的利润弥补。
盈余公积金中用于弥补亏损或者用于转增资本金，但转增资本金后，企业的法定盈余公积金一般不低于注册资金的25%。
公益金主要用于企业的职工集体福利设施支出；为简化计算，公益金和盈余公积金按税后利润的15%计算。
思考题
1.什么是沉没成本、递延资产、固定成本、可变成本、固定资产折旧、增值税、企业所得税、利润?
2.固定资产投资由几部分构成?
3.投资预备费用包括哪些？如何估算?
4.等额偿还本金和利息之还款方式与等额还本、利息照付之还款方式在年度还本、付息额上有何不同?
5.投资估算的方法有哪些?
6.油气田开采的成本和费用指什么？包括哪几项具体的成本和费用?
7.成本和费用、经营成本和费用之间有何关系？总成本、固定成本、可变成本之间有何关系?
8.在油气田内哪些固定资产要计提折旧？哪些固定资产不计提折旧?
9.固定资产折旧有几种方法?
10.什么是“价外税、价内扣”的纳税方法？其计算公式是什么?
11.什么是税前利润和税后利润？利润如何分配?
❾ 油气开采活动支出包括哪些
石油天然气开采包括了矿区的取得、油气勘探、油气开发和油气生产等四个主要环节。因此，油气开采活动中发生的支出可以分为矿区取得支出、油气勘探支出、油气开发支出和油气生产支出四类。 (一)矿区取得支出 矿区取得支出是指为了取得一个矿区的探矿权和采矿权(包括未探明和已探明)而发生的购买、租赁支出，包括探矿权价款、采矿权价款、土地使用权、签字费、租赁定金、购买支出、咨询顾问费、审计费以及与获得矿区有关的其他支出。 (二)油气勘探支出 勘探支出是指为了识别可以进行勘查的区域和对特定区域探明或进一步探明油气储量而发生的地质调查、地球物理勘探、钻探探井和勘探型详探井、评价井和资料井以及维持未开发储量而发生的支出。勘探支出可能发生在取得有关矿区之前，也可能发生在取得矿区之后。 (三)油气开发支出 开发支出是发生于为了获得探明储量和建造或更新用于采集、处理和现场储存油气的设施而发生的支出，包括开采探明储量的开发井的成本和生产设施的支出，这些生产设施诸如矿区输油管、分离器、处理器；加热器、储罐、提高采收率系统和附近的天然气加工设施。 (四)油气生产成本(操作成本) 生产成本是指在油田把油气提升到地面，并对其进行收集、拉运、现场处理加工和储存的活动成本。这里所指的“生产成本”，并非取得、勘探、开发和生产过程中的所有成本，而是在井上进行作业和井的维护中所发生的相关成本。生产成本包括在井和设施上进行作业的人工费用、修理和维护费用、消耗的材料和供应品、相关税费等。