УКАЗ Главы РК от 15.03.2001 № 117
"ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ВРЕМЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ КОНКРЕТНЫХ РАЗМЕРОВ РЕГУЛЯРНЫХ ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ПРАВО ПОЛЬЗОВАНИЯ НЕДРАМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ"
Официальная публикация в СМИ:
"Республика", 29.05.2001, № 97
"Ведомости нормативных актов органов государственной власти Республики Коми", 25.07.2001, № 7, ст. 1704 (опубликован без приложения)
Утратил силу в связи с изданием Указа Главы РК от 03.12.2001 № 492.
ГЛАВА РЕСПУБЛИКИ КОМИ
УКАЗ
от 15 марта 2001 г. № 117
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ВРЕМЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ ПО
ОПРЕДЕЛЕНИЮ КОНКРЕТНЫХ РАЗМЕРОВ РЕГУЛЯРНЫХ ПЛАТЕЖЕЙ
ЗА ПРАВО ПОЛЬЗОВАНИЯ НЕДРАМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И
НЕФТЯНОГО ГАЗА В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ
В целях определения единого методического подхода к определению конкретных размеров ставок платежей за право пользования недрами при добыче нефти и нефтяного газа в Республике Коми постановляю:
1. Утвердить Временное положение по определению конкретных размеров регулярных платежей за право пользования недрами при добыче нефти и нефтяного газа в Республике Коми согласно приложению.
2. Признать утратившим силу постановление Совета Министров Республики Коми от 12 марта 1994 г. № 105 "Об утверждении методики определения платежей за пользование недрами при поисках и добыче углеводородного сырья в Республике Коми".
3. Настоящий Указ вступает в силу со дня его подписания.
Глава Республики Коми
Ю.СПИРИДОНОВ
Утверждено
Указом
Главы Республики Коми
от 15 марта 2001 г. № 117
(приложение)
ВРЕМЕННОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ КОНКРЕТНЫХ РАЗМЕРОВ РЕГУЛЯРНЫХ
ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ПРАВО ПОЛЬЗОВАНИЯ НЕДРАМИ ПРИ
ДОБЫЧЕ НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА
В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ
Временное положение по определению конкретных размеров регулярных платежей за право пользования недрами при добыче нефти и нефтяного газа в Республике Коми разработано в соответствии с Законом Российской Федерации "О недрах".
Положение определяет единый методический подход к установлению конкретных размеров платежей за добычу нефти и нефтяного газа в пределах их граничных значений (6-16 процентов), установленных Положением о порядке и условиях взимания платежей за право пользования недрами, акваторией и участками морского дна, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 1992 г № 828.
1. Условия применения настоящего Положения
1.1. Настоящее Положение применяется для установления регулярных размеров платежей за добычу нефти и нефтяного газа при выдаче и переоформлении лицензий на право пользования недрами на вновь вводимые и разрабатываемые месторождения, а также при пересмотре ранее установленных размеров ставок платежей и внесении соответствующих изменений в лицензионные соглашения к лицензиям на добычу нефти и нефтяного газа.
1.2. Настоящее Положение предусматривает определение размера регулярных платежей за право пользования недрами как для месторождения (лицензионного объекта) в целом, так и для отдельных эксплуатационных объектов (залежей), если такое определено лицензией.
1.3. При выдаче лицензии для добычи нефти и нефтяного газа на вновь вводимое в разработку месторождение (в том числе на месторождение, требующее доразведки) Положением устанавливается единая ставка регулярного платежа за добычу нефти и нефтяного газа до 3 лет разработки, определенная с использованием коэффициентов, приведенных в таблицах 1-11. После ввода месторождения (залежи) в промышленную эксплуатацию согласно проекту или техсхеме разработки месторождения установленный размер ставки платежа подлежит пересмотру уполномоченными на то органами на основе полученных данных пробной и опытно - промышленной эксплуатации.
1.4. Уровень конкретного размера ставки регулярного платежа рассчитывается на основании комплексного показателя, определяющего совместное влияние рентообразующих факторов.
1.5. Комплексный показатель рассчитывается перемножением коэффициентов, определенных по таблицам 1-11 настоящего Положения, на величину максимальной ставки платежа, равную 16 процентам. При этом размер ставки регулярного платежа не может приниматься ниже минимального предельного уровня (6 процентов), утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 1992 г. № 828.
2. Основные рентообразующие факторы
Согласно Закону Российской Федерации "О недрах" размеры регулярных платежей за добычу нефти и попутного газа при разработке и эксплуатации месторождений определяются с учетом количества и качества запасов углеводородного сырья, природно - географических, горно - технических и экономических условий освоения и разработки месторождения, степени риска.
Для нефтяных и нефтегазовых месторождений основными критериями, отражающими указанные факторы, являются:
крупность объекта по величине запасов;
продуктивная характеристика пластов и скважин;
глубины залегания продуктивных пластов;
экономико - географические условия расположения месторождения;
качественная характеристика и физико - химические свойства нефти;
сложность геологического строения месторождения;
стадия разработки месторождения и обводненность продукции;
режим работы залежи и скважин;
необходимость применения дорогостоящих методов воздействия на пласт.
3. Определение численных значений коэффициентов,
корректирующих размер ставки регулярного платежа
за добычу нефти и нефтяного газа
3.1. При определении крупности объекта по величине запасов учитываются остаточные извлекаемые запасы на дату получения лицензии категорий (А + В + С1), а также категории С2 с коэффициентом 0,5. Количественные оценки влияния фактора крупности запасов (К1) приведены в таблице 1 настоящего Положения.
3.2. Количественные оценки влияния продуктивной характеристики лицензионного объекта
Корректирующие коэффициенты, учитывающие влияние продуктивной характеристики лицензионного объекта на себестоимость добычи, рассчитывались при различных значениях интервалов глубин, исходя из того, что при одной и той же величине дебита, но при различных глубинах залегания продуктивных пластов затраты на строительство скважин и себестоимость добычи углеводородов различны.
Значения коэффициентов приведены в таблице 2 (К2) настоящего Положения.
Значения дебитов по месторождению (лицензионному объекту) определяются как среднегодовой дебит 1 скважины по нефти на дату получения лицензии согласно годовым показателям разработки.
Для месторождения (залежи), требующего доразведки или проведения опытно - промышленной эксплуатации, средний дебит определяется по данным испытания разведочных скважин с применением дополнительного корректирующего коэффициента 0,9 (К2).
3.3. Количественные оценки влияния степени удаленности месторождения от системы магистральных нефтепроводов (межпромысловых нефтепроводов, ЛЭП) представлены в таблице 3 настоящего Положения и учитывают дополнительные затраты владельца лицензии по обеспечению подачи нефти в систему магистральных нефтепроводов (К3).
3.4. Количественное влияние климатической зоны расположения месторождения представлено в таблице 4 настоящего Положения.
Таблица 4
------------------------------------T----------------------------¬
¦ Наименование климатической зоны ¦ Коэффициент корректировки ¦
¦ ¦ ставки платежа ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦Районы Крайнего Севера ¦ 0,95 ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦Районы, приравненные к Крайнему¦ 0,98 ¦
¦Северу ¦ ¦
L-----------------------------------+-----------------------------
3.5. В таблице 5 настоящего Положения приведены коэффициенты, определяющие влияние наличия сероводорода в продукции скважин на уровни ставок платежей за добычу нефти и попутного газа. Наличие данного компонента в продукции скважин приводит к увеличению себестоимости добычи нефти в связи с его агрессивным характером и возрастанием затрат на обеспечение безопасности ведения работ и снижения экологического риска.
Таблица 5
------------------------------------T----------------------------¬
¦ Содержание сероводорода в ¦ Коэффициент корректировки ¦
¦ нефтегазовой продукции скважин ¦ ставки платежа ¦
¦ (мольность в процентах) ¦ ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦ До 0,00136 ¦ 1,0 ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦ 0,00136-5,0 ¦ 0,9 ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦ Более 5,0 ¦ 0,7 ¦
L-----------------------------------+-----------------------------
3.6. В таблице 6 настоящего Положения приведены коэффициенты, определяющие ставку платежей в зависимости от качества нефти. Параметры качества нефти определяются по данным, принятым при подсчете запасов углеводородов по месторождению.
Таблица 6
------------------------------------T----------------------------¬
¦ Характеристика нефти ¦ Коэффициент ¦
¦ ¦ корректировки ставки ¦
¦ ¦ платежа ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦Легкие (до 87 г/куб.см), маловязкие¦ 1,0 ¦
¦(до 10 м Па х с) ¦ ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦Средние (0,88-0,90), средней¦ 0,95 ¦
¦вязкости (до 30 м Па х с) ¦ ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦Тяжелые (более 0,90) повышенной¦ 0,90 ¦
¦вязкости (до 70-100 м Па х с) ¦ ¦
+-----------------------------------+----------------------------+
¦Аномальные (свыше 0,90) свыше 100 м¦ 0,85 ¦
¦Па х с ¦ ¦
L-----------------------------------+-----------------------------
3.7. Количественное влияние сложности строения месторождения и степени его изученности определяются в соответствии с таблицей 7 настоящего Положения. Сложность геологического строения регламентируется следующим образом:
простое строение - продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложное строение - продуктивные пласты характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;
очень сложное строение - продуктивные пласты характеризуются как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу. Сложность геологического строения месторождений определяется на основании всей имеющейся геолого - геофизической информации.
3.8. Характеристика и особенности процесса разработки
Первая стадия нарастающей добычи характеризуется интенсивным разбуриванием и обустройством месторождения, что значительно повышает затраты недропользователя.
Вторая стадия характеризуется стабильным уровнем максимальной добычи, наличием необходимого фонда скважин, объектов обустройства.
Третья стадия резко снижающейся добычи влечет за собой увеличение затрат, связанных с реконструкцией систем сбора и транспорта нефти, обновлением основных производственных фондов, приводит к росту энергетических затрат.
Четвертая стадия характеризуется выработанностью месторождения, снижением дебита скважин, увеличением себестоимости продукции.
Коэффициенты корректировки ставки платежа в зависимости от стадии разработки месторождения определяются согласно таблице 8 настоящего Положения (К8).
3.9. Рост обводненности продукции влечет увеличение затрат на подготовку нефти и утилизацию попутно добываемой воды. В таблице 9 настоящего Положения приведены коэффициенты, определяющие влияние обводненности продукции на уровни ставок платежей.
Обводненность продукции определяется как среднегодовая обводненность на дату получения лицензии (по данным Госбаланса запасов).
3.10. При переводе скважин с фонтанного на механизированный способ добычи резко возрастает себестоимость продукции из-за необходимости приобретения оборудования, увеличения энергетических затрат. В таблице 10 настоящего Положения приведены коэффициенты, определяющие влияние соотношения добычи нефти фонтанным и механизированным способом на уровни ставок платежей. Соотношение объемов добычи нефти определяются по годовым показателям разработки на момент получения лицензии.
3.11. Необходимость применения дорогостоящих методов воздействия определяется на основе проектных документов. В таблице 11 настоящего Положения приведены коэффициенты корректировки ставки платежа в зависимости от применяемых на месторождении способов повышения нефтеотдачи и необходимости используемого спецоборудования.
Таблица 11
-----------------------------------T-----------------------------¬
¦ Способы повышения нефтеотдачи ¦ Коэффициент корректировки ¦
¦ ¦ ставки платежа ¦
+----------------------------------+-----------------------------+
¦Система ППД с закачкой воды ¦ 0,98 ¦
+----------------------------------+-----------------------------+
¦Система ППД с закачкой газа ¦ 0,97 ¦
+----------------------------------+-----------------------------+
¦Утилизация воды в другие горизонты¦ 0,95 ¦
+----------------------------------+-----------------------------+
¦Применение ГРП, СКО (ФХВ и др.) ¦ 0,93 ¦
+----------------------------------+-----------------------------+
¦Применение нетрадиционных методов¦ 0,92 ¦
¦(ФХВ и др.) ¦ ¦
+----------------------------------+-----------------------------+
¦Применение термостойкого и¦ 0,90 ¦
¦антикоррозийного оборудования ¦ ¦
L----------------------------------+------------------------------
4. Расчет размеров регулярных платежей за добычу
нефти и нефтяного газа при разработке нефтяных
месторождений определяется по формуле:
Р = 16 х (К1 х К2... х Кп),
где: Р - конкретный размер платежа,
К1, 2, 3... n - корректирующие коэффициенты.
