IV. Допустимые отклонения показателей разработки месторождения УВС

37. Показателями, характеризующими выполнение пользователем недр обязанностей, установленных пунктом 2 части второй статьи 22 Закона Российской Федерации "О недрах", в части обеспечения соблюдения требований технических проектов разработки месторождений УВС являются:

а) годовые уровни добычи нефти и (или) свободного газа, утвержденные для категории запасов A + B₁ по месторождению УВС в целом;

б) годовой ввод новых добывающих и нагнетательных скважин (суммарно) для категории запасов A + B₁ (C₁) по месторождению УВС в целом;

в) годовой действующий фонд добывающих и (или) нагнетательных скважин для категории запасов A + B₁ (C₁) по месторождению УВС в целом.

Требования технического проекта разработки месторождений УВС, установленные в отношении ЭО, считаются выполненными, если соблюдены требования технического проекта разработки месторождений УВС, установленные в отношении месторождения УВС в целом в пределах допустимых отклонений показателей <12>, предусмотренных подпунктами "а" - "в" настоящего пункта.

--------------------------------

<12> Пункты 3.2.15 и 3.3.10 Правил N 639.

Уровни ежегодных допустимых отклонений показателей, предусмотренных подпунктами "а" - "в" настоящего пункта, устанавливаются главами IV, VIII настоящих Правил и приложением к настоящим Правилам. Соблюдение пользователем недр установленных настоящими Правилами уровней ежегодных допустимых отклонений определяется данными на конец календарного года.

В случае, когда часть месторождения УВС выходит за пределы лицензионного участка и находится в нераспределенном фонде недр, другом субъекте Российской Федерации или принадлежит другому пользователю недр, показатели, характеризующие выполнение пользователем недр обязанностей, установленных пунктом 2 части второй статьи 22 Закона Российской Федерации "О недрах", в части обеспечения соблюдения требований технических проектов разработки месторождений УВС, предусмотренные настоящим пунктом, устанавливаются по каждому отдельному лицензионному участку месторождения УВС без учета частей месторождения УВС, находящихся в нераспределенном фонде недр.

38. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа устанавливаются в соответствии с техническим проектом разработки месторождений УВС, согласованным с комиссией <13>.

--------------------------------

<13> Пункт 18 Правил подготовки N 2127.

Уровни добычи свободного газа включают в том числе газ газовых шапок.

39. Уровни добычи нефти и (или) свободного газа для ППЭ (ДППЭ) и участков ЭО ОПР, выделенных в техническом проекте разработки месторождений УВС, устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми.

В случае если годовое количество скважин, указанных в подпунктах "б" и "в" пункта 37 настоящих Правил, по итогу отчетного года отличается от предусмотренного в ППЭ и ДППЭ (для категории запасов C₁) количества скважин, которые должны были быть введены или действовать в течение отчетного года, но при этом по состоянию на начало очередного года, следующего за отчетным, накопленное количество скважин, введенных или действующих в течение предшествующих трех лет, не менее 100 процентов от предусмотренного в ППЭ и ДППЭ количества скважин, которые должны были быть введены или действовать за указанный период, то требования ППЭ и ДППЭ по годовому количеству скважин считаются выполненными.

В случае если срок реализации ППЭ превышает три года, выполнение пользователем недр требований ППЭ по количеству скважин, указанных в подпунктах "б" и "в" пункта 37 настоящих Правил, определяется не ранее истечения трех лет со дня реализации ППЭ.

Началом первого года реализации ППЭ или ДППЭ считается 1 января года, в котором начата добыча УВС согласно ППЭ или ДППЭ.

40. Уровни отборов попутного газа и конденсата устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми. При наличии в продукции нефтяных добывающих скважин свободного газа из газовой шапки его объемы должны быть учтены отдельно в техническом проекте разработки месторождения УВС.

41. Допускаются отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа по месторождению УВС от проектной величины, утвержденной в техническом проекте разработки месторождения УВС в соответствии с приложением к настоящим Правилам.

42. В случае отклонения уровня фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа от проектной сверх допустимых значений по месторождению УВС (за исключением случаев, установленных пунктами 44 и 45 настоящих Правил) пользователю недр необходимо обосновать причины отклонений и внести соответствующие изменения в процесс разработки месторождения УВС или подготовить новый технический проект разработки месторождения УВС.

43. В случае, когда часть месторождения УВС выходит за пределы лицензионного участка и находится в нераспределенном фонде недр, другом субъекте Российской Федерации или принадлежит другому пользователю недр, допустимые отклонения показателей, характеризующих выполнение технического проекта разработки месторождения УВС, устанавливаются для каждого лицензионного участка месторождения УВС отдельно.

Значения допустимых отклонений технологических показателей разработки для каждого лицензионного участка устанавливаются равными значениям допустимых отклонений технологических показателей разработки, предусмотренным настоящими Правилами для месторождений УВС в целом.

В случае, когда месторождение УВС расположено в пределах нескольких лицензионных участков одного субъекта Российской Федерации, принадлежащих одному пользователю недр, допустимые отклонения показателей, характеризующих выполнение технического проекта разработки месторождения УВС, устанавливаются в целом по месторождению УВС.

44. Отклонения фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа от проектной по месторождению УВС принимаются как допустимые в случае ограничений на их реализацию, связанных с обстоятельствами непреодолимой силы <14>.

--------------------------------

<14> Пункт 3 статьи 401 Гражданского кодекса Российской Федерации.

45. Для газовых и газоконденсатных месторождений УВС допустимые отклонения фактической годовой добычи газа от проектной устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми уровнями добычи газа в случае, если такие отклонения связаны с изменением спроса на газ.

Допустимые отклонения фактической годовой добычи нефти при сезонной добыче устанавливаются в соответствии с фактически достигнутыми уровнями добычи нефти, если такой режим эксплуатации скважин предусмотрен техническим проектом разработки месторождения УВС.

46. Для месторождений УВС, находящихся в промышленной разработке, уровень добычи которых устанавливается в соответствии с фактически достигнутым уровнем, а накопленная добыча нефти после 5 лет с даты утверждения технического проекта разработки месторождения УВС превышает отклонение 50 процентов от проектной накопленной добычи нефти, пользователем недр должен быть составлен новый технический проект разработки месторождения УВС.

47. Допускаются ежегодные отклонения по вводу новых скважин относительно установленных в ТСР, ТПР, ДТСР и ДТПР.

Отклонения в сторону увеличения количества вводимых новых скважин устанавливаются в соответствии с фактически достигнутым количеством. Отклонения в сторону уменьшения количества вводимых новых скважин устанавливаются в объеме:

В случае если количество введенных новых скважин по итогу отчетного года находится в пределах допустимого отклонения, указанного в настоящем пункте, но при этом по состоянию на начало очередного года, следующего за отчетным, накопленное количество новых скважин, введенных в течение предшествующих трех лет, менее 80 процентов от предусмотренного в ТСР, ТПР, ДТСР и ДТПР количества новых скважин, которые должны были быть введены в течение указанного периода, то требования ТСР, ТПР, ДТСР и ДТПР по вводу новых скважин считаются невыполненными (допускается после истечения трех лет реализации технического проекта разработки месторождений УВС).

В случае если количество введенных новых скважин по итогу отчетного года находится за пределами допустимого отклонения, указанного в настоящем пункте, но при этом по причине досрочного ввода новых скважин по состоянию на начало очередного года, следующего за отчетным, накопленное количество новых скважин, введенных в течение предшествующих трех лет, не менее 80 процентов от предусмотренного в ТСР, ТПР, ДТСР и ДТПР количества новых скважин, которые должны были быть введены в течение указанного периода, то требования ТСР, ТПР, ДТСР и ДТПР по вводу новых скважин считаются выполненными (допускается после истечения трех лет реализации технического проекта разработки месторождений УВС).

48. Допускаются отклонения по действующему фонду добывающих скважин относительно установленных в ТСР, ТПР, ДТСР и ДТПР.

Отклонения в сторону увеличения количества добывающих скважин в действующем фонде устанавливаются в соответствии с фактически достигнутым количеством. Отклонения в сторону уменьшения количества добывающих скважин в действующем фонде устанавливаются в объеме:

49. Допускаются отклонения по действующему фонду нагнетательных скважин относительно установленных в ТСР, ТПР, ДТСР и ДТПР.

Отклонения в сторону увеличения количества нагнетательных скважин в действующем фонде устанавливаются в соответствии с фактически достигнутым количеством.

Отклонения в сторону уменьшения количества нагнетательных скважин в действующем фонде устанавливаются в объеме:

50. Отклонения технологических показателей разработки, превышающие показатели, предусмотренные пунктами 47 - 49 настоящих Правил, по причине ограничений на реализацию продукции, связанных с обстоятельствами непреодолимой силы <15>, принимаются как допустимые.

--------------------------------

<15> Пункт 3 статьи 401 Гражданского кодекса Российской Федерации.