Российские законы

Постановление Совмина РК от 12.03.1994 N 105 “Об утверждении Методики определения платежей за пользование недрами при поисках и добыче углеводородного сырья в Республике Коми“ (вместе с “Порядком применения скидки с платежей за право пользования недрами, учитывающей истощение недр (низкую экономическую эффективность разработки“)

Утратил силу в связи с изданием Указа Главы РК от 15.03.2001 N 117.

СОВЕТ МИНИСТРОВ РЕСПУБЛИКИ КОМИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 12 марта 1994 г. N 105

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАТЕЖЕЙ

ЗА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ ПРИ ПОИСКАХ И ДОБЫЧЕ

УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ

Совет Министров Республики Коми постановляет:

1. Утвердить Методику определения размера платежей за пользование недрами при поисках и добыче углеводородного сырья в Республике Коми.

2. Признать утратившими силу постановление Совета Министров Коми ССР от 27 января 1992 г. N 36 “Об утверждении Временного положения о порядке взимания и использования платы за невозобновляемые природные ресурсы“ и распоряжение Совета Министров Коми ССР от 20 апреля 1992 г. N 270-р.

Председатель

Совета Министров

Республики Коми

В.ХУДЯЕВ

Зам.Управляющего
Делами

Совета Министров

Республики Коми

Т.ФИЛИППОВА

Утверждена

Постановлением

Совета Министров

Республики Коми

от 12.03.94 N 105

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ

ПРИ ПОИСКАХ И ДОБЫЧЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ

1. Общие положения

1. Настоящая Методика разработана в соответствии с Законами Российской Федерации и Республики Коми “О недрах“, “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. N 828, и определяет единый порядок и условия определения размеров платежей за пользование недрами на территории Республики Коми с целью обеспечения равных условий для юридических и физических лиц при проведении поисково-оценочных и разведочных работ и добычи углеводородного сырья.

2. Форма внесения платы, конкретные размеры и условия платежей по каждому объекту лицензирования устанавливаются в лицензионном соглашении.

2. Порядок определения размера платежей

за пользование недрами

3. Размеры платежей зависят от договорной (сметной) стоимости работ, сроков их выполнения, площади территории, выделенной недропользователю, сложности геологического строения, величины запасов отдельных залежей и месторождений в целом, характера распределения углеводородного сырья, их качества, степени обустроенности территории района (развития инфраструктуры), уровня рентабельности и других факторов. Условия установления размера платежей в зависимости от характера деятельности зависят от факторов, приведенных в таблицах 1 - 3.

4. Платежи за право на поиски и оценку месторождений и залежей нефти и газа дифференцируются в зависимости от факторов, приведенных в таблице 1:

размера договорной (сметной) стоимости работ;

продолжительности их выполнения;

площади территории, выделенной пользователю недр;

перспективности и освоенности этой территории;

степени геологической изученности района глубоким бурением, горно-технических и географо-экономических условий района, наличия промышленной инфраструктуры;

степени риска при поисках и оценке месторождений.

5. Платежи за право на разведку месторождений и залежей нефти и газа дифференцируются в
зависимости от факторов, приведенных в таблице 2. В данном случае дополнительно к перечисленным в п. 3 учитывается влияние следующих факторов:

масштаб выявленных месторождений (залежей), товарные качества УВ сырья;

эффективность (степень информативности и достоверность геолого-геофизической информации) предшествовавших периодов ГРР;

сложность геологического строения объектов, в т.ч. фазовое состояние и характер распределения флюидов по разрезу;

требования экологического характера;

степень риска при разведке;

продуктивность пластов и скважин (дебиты нефти и газа);

возможность организации добычи УВ сырья в промышленных или полупромышленных масштабах в процессе разведки;

объемы работ в физическом и денежном выражении.

6. Платежи за право на добычу нефти и газа дифференцируются в зависимости от факторов, приведенных в таблице 3:

показателей количества и качества запасов товарных свойств УВ флюидов;

характеристики и особенности процесса разработки, способов эксплуатации скважин;

степени освоенности района (наличие инфраструктуры);

степени риска при разработке;

ожидаемой рентабельности освоения.

7. Предельные уровни регулярных платежей за право пользования недрами при поисках, оценке, разведке и добыче углеводородного сырья (нефти, газового конденсата и природного газа) и попутную добычу полезных ископаемых, осуществляемую при их поисках и разведке, установлены “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. N 828.

8. Расчет платежей может проводиться как дифференцированно по отдельным объектам поиска, залежам, эксплуатационным объектам, так и по объекту и месторождению (группе объектов и месторождений) в целом.

9. Стартовые размеры разовых платежей за право на добычу углеводородного сырья не должны быть менее 10 процентов величины регулярного платежа в расчете на среднегодовую проектную мощность добывающего предприятия. Среднегодовой уровень добычи углеводородного сырья определяется объемом извлекаемых запасов полезных ископаемых и сроком действия лицензии. Стартовые
размеры разовых платежей определяются органами, предоставляющими лицензию на право пользования недрами, - Госкомгео Республики Коми по согласованию с Госкомтопэнерго Республики Коми. Окончательная сумма разового платежа определяется по результатам конкурса.

В практических целях для определения стартового размера разовых платежей на право разработки месторождений применяется дифференцированный подход на основе устанавливаемых регулярных платежей, приведенных в таблице.

Предельный размер регулярных платежей, %

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Стартовый размер разовых платежей, %

нефть 10 10,5 11 11,5 12 12,5 13 13,5 14 14,5 15

газ 10 11,75 12,5 13 13,5 13,75 14 14,25 14,5 14,75 15

(г/к)

нефть 10 10,25 10,5 10,75 11 11,25 11,5 12 12,5 13,25 15

+газ

(г/к)

10. Порядок применения скидки с платежей за право пользования недрами, учитывающей истощение недр (низкую экономическую эффективность разработки), приведен в приложении к настоящей Методике.

Приложение

к Методике

о порядке и условиях

взимания платежей

за пользование недрами

на нефть и газ

в Республике Коми

ПОРЯДОК

ПРИМЕНЕНИЯ СКИДКИ С ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ПРАВО
ПОЛЬЗОВАНИЯ

НЕДРАМИ, УЧИТЫВАЮЩЕЙ ИСТОЩЕНИЕ НЕДР (НИЗКУЮ

ЭКОНОМИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ)

1. Настоящий порядок разработан в соответствии со ст. 48 Закона Российской Федерации “О недрах“, ст. 5.3 “Положения о порядке лицензирования пользования недрами“ и “Положением о порядке взимания платежей за право пользования недрами, акваторией и участками морского дна“, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 1992 г. N 828, и устанавливает условия применения скидки с платежей за право пользования недрами, учитывающие низкую экономическую эффективность разработки залежей нефти и (газа).

2. Размер скидки за истощение недр определяется Госкомгео Республики Коми по согласованию с Госкомтопэнерго Республики Коми и Печорским округом Госгортехнадзора Российской Федерации после экспертизы представленных пользователем недр геолого-экономических и технико-экономических обоснований.

3. Конкретные размеры скидки с платежей устанавливаются по каждому объекту лицензирования и фиксируются в лицензионном соглашении в соответствии с таблицей.

-----------------T--------------T--------------------T-----------¬

¦ Выработка ¦ % скидки ¦ Рентабельность ¦ % скидки ¦

¦ запасов ¦ ¦ предприятия ¦ ¦

+----------------+--------------+--------------------+-----------+

¦ 60 % 5 1-3 % 30 ¦

¦ 70 % 10 3-5 % 25 ¦

¦ 80 % 20 6-9 % 20 ¦

¦ 90 % 25 10-12% 10 ¦

¦ 90 и более % 30 13-15% 5 ¦

L-----------------------------------------------------------------

Максимальный размер скидки не может превышать 60% от размера платежей за пользование недрами.

4. Для принятия решения о предоставлении скидки за истощение недр заинтересованный недропользователь подает заявку с обоснованием, содержащим документально подтвержденные данные об истощении разрабатываемых запасов и характере изменения технико-экономических и финансовых показателей в Госкомгео Республики Коми.

5. Госкомгео Республики Коми и Госкомтопэнерго Республики
Коми проводят экспертизу представленных материалов. За экспертизу и оформление документов по применению скидки за истощение взимается плата в размере 50% от сбора за лицензию на право разработки месторождения (залежей).

Распределение платы за экспертизу и оформление документов между организациями, выполняющими эти работы, производится на договорной основе.

6. Решение о предоставлении скидки на истощение недр принимается Госкомгео Республики Коми по согласованию с Госкомтопэнерго Республики Коми.

7. О принятом решении заявитель информируется в месячный срок со дня регистрации заявки в Госкомгео Республики Коми.

Таблица 1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗМЕРА ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ

(ПОИСКИ И ОЦЕНКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА)

----T------------------------------------T-----------------------¬

¦ N ¦ Факторы и критерии, определяющие ¦ Размеры платежей, % ¦

¦п/п¦ дифференциацию платежей +---T---T---T---T---T---+

¦ ¦ ¦1,0¦1,2¦1,4¦1,6¦1,8¦2,0¦

L---+------------------------------------+---+---+---+---+---+----

1. Размеры оцененных месторождений (за-

лежей) по величине извлекаемых

запасов УВ кат. с2 и частично

с1, млн.т (млрд.куб.м) на дату полу-

чения лицензии

1.1 - мельчайшие, до 1: +

1.2 Мелкие, до 10;

1.2.1 - от 1 до 5; + +

1.2.2 - от 5 до 10; +

1.3 Средние, от 10 до 30; + +

1.4 Крупные, от 30 до 100;

1.4.1 - от 30 до 50; + +

1.4.2 - от 50 до 100 + +

1.5 Весьма крупные, более 100 +

2. Площадь геологического отвода, кв.км:

2.1 - до 20; +

2.2 - 21-50; +

2.3 - 51-100; + +

2.4 - 101-200; +

2.5 - более 200 +

3. Перспективность земель (оценка

перспективных и прогнозных ресур-

сов объекта кат. с3+d1+d2, млн.т. усл

3.1 - с невыясненной перспективностью +

3.2 - до 3; +

3.3 - от 3 до 10; +

3.4 - от 10 до 30; +

3.5 - от 30 до 100; +

3.6 - более 100 +

4. Сложность геологического строения

ловушки (залежи)

4.1 - простого строения + +

4.2 - сложного строения + +

4.3 - весьма сложного строения + +

5. Глубина залегания продуктивных

пластов, м:

5.1 - до 1500; +

5.2 - от 1500 до 2500; +

5.3 - от 2500 до 3500; +

5.4 - от 3500 до 4000; +

5.5 - от 4000 до 4500; +

5.6 - от 4500 до 5000 и более +

6. Степень изученности (плотность

разбуренности) территории (НГР),

м/кв.км:

6.1 - менее 1 (весьма низкая); +

6.2 - от 1 до 10 (низкая); +

6.3 - от 11 до 50 (средняя); + +

6.4 - от 51 до 100 (высокая); + +

6.5 - более 100 (весьма высокая) +

7. Фазовое состояние, характер распре-

деления флюидов, присутствие агрес-

сивных компонентов.

7.1 Фазовое состояние, характер рас-

пределения УВ флюидов:

7.1.1 - монофлюидное насыщение (только

нефть или газ) вне зависимости от

числа выявленных залежей +

7.1.2 - полифлюидное (обособленный, сме-

шанный или чередующийся характер

насыщения) +

7.2 Присутствие в нефтях, газах агрес-

сивных компонентов (сероводород,

углекислота), в количествах требую-

щих специального оборудования и

технологии работ:

7.2.1 - да; +

7.2.2 - нет +

8. Географо-экономические условия

района

8.1 - с развитой инфраструктурой; +

8.2 - со слаборазвитой инфраструктурой; +

8.3 - с неразвитой инфраструктурой; +

9. Среднегодовые объемы работ в фи-

зическом выражении (в пересчете

на количество пробуренных и закон-

ченных испытанием условных сква-

жин глубиной 3000 м), сумм. про-

ходка, м/3000 м:

9.1 - до 1; +

9.2 - от 1 до 3; +

9.3 - от 3 до 5; +

9.4 - от 5 до 7; +

9.5 - от 7 до 10; +

9.6 - более 10; +

10. Продолжительность поисково-

оценочного этапа, лет

10.1 - до 1 года; + +

10.2 - от 1 до 2 лет; + +

10.3 - от 2 до 3 лет; + +

10.4 - более 3 лет +

11. Внедрение достижений НТП (затра-

ты на НИР от объема работ, %):

11.1 - до 2; +

11.2 - от 2 до 4; + +

11.3 - от 4 до 7; + +

11.4 - от 7 до 10 и более +

Таблица 2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗМЕРА РЕГУЛЯРНЫХ ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ПРАВО

НА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ (РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА)

-----T-----------------------------------T-----------------------¬

¦ N ¦ Факторы и критерии, определяющие ¦ Размеры платежей, % ¦

¦п/п ¦ дифференциацию платежей +---T---T---T---T---T---+

¦ ¦ ¦3,0¦3,4¦3,8¦4,2¦4,6¦5,0¦

L----+-----------------------------------+---+---+---+---+---+----

1. Размеры оцененных месторождений (за-

лежей) по величине извлекаемых

запасов УВ кат. с2 и частично

с1, млн.т (млрд.куб.м)

1.1 - мельчайшие, до 1; +

1.2 Мелкие, до 10;

1.2.1 - от 1 до 5; + +

1.2.2 - от 5 до 10 +

1.3 Средние, от 10 до 30; + +

1.4 Крупные, от 30 до 100;

1.4.1 - от 30 до 50; + +

1.4.2 - от 50 до 100 + +

1.5 Весьма крупные, более 100 +

2. Сложность геологического строения:

2.1 - простого строения + +

2.2 - сложного строения + +

2.3 - весьма сложного строения + +

3. Число этажей разведки:

3.1 - один; +

3.2 - два; + +

3.3 - три и более +

4. Характер совпадения залежей в плане

4.1 - полное; +

4.2 - частичное (до 50% площади); + +

4.3 - несовпадение +

5. Эффективность (достоверность и инфор-

мативность) предшествующих этапов ГРР:

5.1 - высокая; +

5.2 - удовлетворительная; + +

5.3 - низкая; +

6. Глубина залегания продуктивных плас-

тов, м:

6.1 - до 1500; +

6.2 - от 1500 до 2500; +

6.3 - от 2500 до 3500; +

6.4 - от 3500 до 4000; +

6.5 - от 4000 до 4500; +

6.6 - от 4500 до 5000 и более +

7. Фазовое состояние, характер распре-

деления и качество УВ флюидов раз-

ведываемых залежей

7.1 Фазовое состояние, характер рас-

пределения флюидов:

7.1.1 - монофлюидное насыщение (только

нефть или газ) вне зависимости от

числа залежей; +

7.1.2 - полифлюидное (обособленный, сме-

шанный или чередующийся характер

насыщения) +

7.2 Присутствие в нефтях, газах агрес-

сивных компонентов (сероводород,

углекислота), в количествах требую-

щих применения специального обору-

дования и технологии работ:

7.2.1 - да; +

7.2.2 - нет +

7.3 Общая характеристика нефтей:

7.3.1 - легкие (до 0,85-0,87 г/куб.см),

маловязкие (до 10 мПажс);

7.3.2 - средние (0,86-0,90 г/куб.см), средней

вязкости (до 30 мПажс); +

7.3.3 - тяжелые (более 0,90 г/куб.см), повыше-

нной вязкости (до 70-100 мПажс); +

7.3.4 - аномальные (плотн. свыше 0,90 г/куб.см,

вязкость свыше 100 мПажс) +

8. Среднегодовые объемы работ в физичес-

ком выражении (в пересчете на количес-

тво пробуренных и законченных испыта-

нием условных скважин глубиной 3000 м,

сумм. проходка, м/3000м):

8.1 - до 2; +

8.2 - от 2 до 3; +

8.3 - от 3 до 4; +

8.4 - от 4 до 5; +

8.5 - от 5 до 6; +

8.6 - свыше 6 +

9. Географо-экономические условия района:

9.1 - с развитой инфраструктурой; +

9.2 - со слаборазвитой инфраструктурой; +

9.3 - с неразвитой инфраструктурой; +

10. Продолжительность разведочного этапа,

лет:

10.1 - до 2 +

10.2 - до 3 лет; + +

10.3 - до 4 лет; + +

10.4 - до 5 и более +

11. Внедрение достижений НТП (затраты на

НИР от объема работ, %):

11.1 - до 5; +

11.2 - от 5 до 10; + +

11.3 - от 10 до 15 и более +

Таблица 3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗМЕРА ПЛАТЕЖЕЙ ЗА ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕДРАМИ

(ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА)

------T-----------------------------------T----------------------¬

¦ N ¦Факторы и критерии, определяющие ¦ Размеры платежей, % ¦

¦ п/п ¦ дифференциацию платежей +----T-----T-----T-----+

¦ ¦ ¦ 6 ¦ 8 ¦ 10 ¦ 12 ¦

L-----+-----------------------------------+----+-----+-----+------

1. Величина и характер распределения изв-

лекаемых запасов промышленных катего-

рий по пластам, залежам, ЭО и место-

рождению в целом на дату получения

лицензии.

1.1. Величина запасов (м-б месторождения,

залежи):

1.1.1 - до 1,0 млн. т (1 млрд.куб.м) +

1.1.2. - 1-5 млн. т (1-5 млрд.куб.м) +

1.1.3. - 5-10 млн. т (5-10 млрд.куб.м) +

1.1.4. - 10-30 млн. т (10-30 млрд.куб.м) + +

1.1.5. - 30-50 млн. т (30-50 млрд.куб.м) +

1.1.6. - 50-100 млн. т (50-100 млрд.куб.м) +

1.1.7. - более 100 млн. т (100 млрд.куб.м) +

1.2. Удельная плотность извлекаемых за-

пасов промышленных и перспективных

категорий в пределах внешнего контура

нефтегазоносности (горного отвода),

тыс. т/га, млн.куб.м/га;

1.2.1. - менее 1 тыс. т (1 млн.куб.м) +

1.2.2. - 1-3 тыс. т (1-3 млн. куб.м) +

1.2.3. - 3-5 тыс. т (3-5 млн. куб.м) +

1.2.4. - 5-8 тыс. т (5-8 млн. куб.м) +

1.2.5. - 8-12 тыс. т (8-12 млн.куб.м) + +

1.2.6. - более 12 тыс. т (12 млн.куб.м) +

2. Сложность геологического строения.

2.1. Количество залежей по разрезу:

2.1.1. - одна в пределах единого ЭО +

2.1.2. - то же в пределах 2-х и более ЭО +

2.1.3. - две в пределах единого ЭО +

2.1.4. - то же в пределах 2-х и более ЭО + +

2.1.5. - три и более в пределах 1-2 ЭО +

2.1.6. - то же в пределах нескольких ЭО +

2.2 Тип залежи (залежей):

2.2.1. - пластовая относительно простого

строения с элементами литологи-

ческого и тектонического экраниро-

вания с незначительной по запасам

(20-30%) ВНЗ (ГНЗ) +

2.2.2. - то же с обширной (более 30%) ВНЗ +

(ГНЗ)

2.2.3. - массивная относительно простого

строения с элементами +

2.2.4. - то же с многочисленными литологи-

ческими экранами и тектоническим на-

рушением значительной амплитуды

(превышающей высоту залежи) +

2.3 Тип и степень неоднородности коллек-

тора:

2.3.1. - терригенный поровый сравнительно +

однородный

2.3.2. - терригенный поровый неоднородный +

2.3.3. - карбонатный с межзерновой емкостью +

2.3.4. - терригенно-карбонатный +

2.3.5. - карбонатный со сложной структурой +

порового пространства

2.3.6. - трещинный +

3. Горно-технические условия эксплуатации.

3.1. Глубина залегания продуктивных

пластов, м:

3.1.1. - до 1500 +

3.1.2. - от 1500 до 2500 + +

3.1.3. - от 2500 до 3500 +

3.1.4. - от 3500 до 4000 +

3.1.5. - от 4000 до 4500 + +

3.1.6. - от 4500 до 5000 и более +

3.2 Фазовое состояние и характер распре-

деления флюидов:

3.2.1. - отсутствие газовой шапки (нефтя-

ной оторочки) +

3.2.2. - незначительная (до 10-15% пор.об.)

газовая шапка (нефтяная оторочка) +

3.2.3. - значительная (до 40-50% пор.об.)

газовая шапка (нефтяная оторочка) +

3.2.4. - газовая шапка (нефтяная оторочка),

занимающая более 50-60% пор. объема + +

3.2.5. - хаотическое (беспорядочное) рас-

пределение (периодич. чередование зале-

жей с различным х-ром насыщения) +

3.3. Продуктивность пластов и скважин:

3.3.1. - весьма высокая, вступит. дебит

100-300 т/сут (0,5-1,0 млн.куб.м/сут) +

3.3.2. - высокая, 50-100 т/сут (0,3-0,5

млн.куб.м/сут) +

3.3.3. - средняя, 25-50 т/сут (0,15-0,3

млн.куб.м/сут ) +

3.3.4. - умеренная, 10-25 т/сут

(0,075-0,15 млн.куб.м/сут ) + +

3.3.5. - низкая, 3-10 т/сут (0,01-0,075

млн.куб.м/сут ) +

3.3.6. - весьма низкая, до 3 т/сут

(до 0,01 млн.куб.м/сут ) +

3.4. Соотношение объемов добычи нефти

(жидкости) фонтанным и механизирован-

ным способом, % :

3.4.1. - 75/25 +

3.4.2. - 60/40 +

3.4.3. - 50/50 + +

3.4.4. - 40/60 + +

3.4.5. - 25/75 +

3.4.6. - 10/90 +

3.5. Геокриологическая обстановка района:

3.5.1 - благоприятная +

3.5.2. - относительно благоприятная + +

3.5.3. - неблагоприятная +

4. Характеристика качества нефтей, газов.

4.1. Общая характеристика нефтей

4.1.1. - легкие (до 0,85-0,87 г/куб.см), +

маловязкие (до 10 мПажс)

4.1.2. - средние (0,86-0,90 г/куб.см), средней + +

вязкости (до 30 мПажс)

4.1.3. - тяжелые (более 0,90 г/куб.см), повы-

шенной вязкости (до 70-100 мПажс) +

4.1.4. - аномальные (свыше 0,90 г/куб.см),

вязкость свыше 100 мПажс) +

4.2. Присутствие в нефтях, газах ценных

попутных компонентов, представляющих

промышленное значение:

4.2.1. - да + +

4.2.2. - нет +

4.3. Присутствие в нефтях, газах агрес-

сивных компонентов в количествах,

требующих применения специального обору-

дования и технологии

4.3.1. - да +

4.3.2. - нет +

5. Характеристика и особенности

процесса разработки

5.1. Стадия разработки:

5.1.1. - нарастающей добычи (1) + +

5.1.2. - максимальной и стабильной добычи (2) +

5.1.3. - резко снижающейся добычи (3) +

5.1.4. - завершающаяся стадия (4) + +

5.2. Необходимость применения в промышлен-

ных масштабах нетрадиционных, в т.ч.

дорогостоящих методов воздействия на

пласт:

5.2.1. - да +

5.2.2. - нет +

6. Географо-экономические условия.

6.1. Удаленность объекта относительно дей-

ствующих нефтегазопромыслов, энергети-

ческих, транспортных коммуникаций:

6.1.1. - объект в границах разрабатываемого +

месторождения

6.1.2. - до 15 км +

6.1.3. - 16-30 км +

6.1.4. - 31-50 км + +

6.1.5. - 51-100 км + +

6.1.6. - более 100 км +

6.2. Требования экологического характера в

районе работ:

6.2.1. - повышенные +

6.2.2. - общепринятые +

6.3. Ожидаемая рентабельность освоения:

6.3.1. - сомнительная (нулевой уровень) +

6.3.2. - низкая (до 10%) +

6.3.3. - средняя (11-30%) +

6.3.4. - высокая (31-50%) +

7. Степень риска при разработке

7.1. Неподтверждаемость начальных балан-

совых (или извлекаемых) запасов промыш-

ленных категорий по отношению к ранее

утвержденным

7.1.1. - полная (в пределах до 20%) подтвер- +

ждаемость

7.1.2. - неподтверждаемость более 20 % +

7.2. Превышение объема капитальных вложе-

ний и иных затрат по отношению к проект-

ному уровню вследствие вынужденных об-

стоятельств объективного характера

7.2.1. - до 10% +

7.2.2. - до 11-20% +

7.2.3. - до 30% и более +