Р С Кірін - Геологічне право україни систематизований зб нормат -правових г 36 актів неофіц вид - страница 61

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  71  72  73  74  75  76  77  78  79  80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  90  91  92  93  94  95  96  97 

6.1.5. Геологічні розрізи (один поздовжній і як мінімум один поперечний) родовища, на яких відображено стратиграфічні одиниці відкладів, літологічні особливості порід, положення тектонічних порушень, поклади нафти і газу, положення ВНК, ГНК, ГВК.

6.1.6. Схеми кореляції продуктивних пластів у масштабі 1:500, складені за даними ГДС та опису керна, з виділенням проникних порід, нафто- і газонасичених інтервалів, інтервалів перфорації, положення ВНК, ГНК, ГВК, їх глибин та абсолютних відміток. Для слабовивчених родовищ належить давати схему зіставлення відкладів з розрізами сусідніх добре вивчених родовищ, аналогічних за геологічною будовою.

6.1.7. Структурні карти підошви колекторів кожного продуктивного пласта в масштабі підрахункових планів для обґрунтування положення внутрішніх контурів нафтогазоносності.

6.1.8. Схема випробування кожного пласта для обґрунтування положення контактів; на ній належить показувати глибини та абсолютні відмітки інтервалів залягання пластів-колекторів та інтервалів перфорації, результати випробування і характеристика нафтогазонасиченості за даними ГДС.

6.1.9. Карти сумарної ефективної та нафтонасиченої (газонасиченої) товщини пластів у масштабі підрахункових планів. У разі невеликої кількості свердловин їх можна сумістити на одному аркуші. На картах слід наносити границі класів запасів за ступенем геологічного і техніко-економічного вивчення та вихідні дані, використані для їх побудови.

6.1.10. Карти пористості (при різниці значень пористості між свердловинами не менше 10 % відносних).

6.1.11. Карти питомих нафтогазонасичених об'ємів для масивних і масивно-пластових покладів.

6.1.12. Підрахункові плани для кожного пласта в масштабі від 1:500 до 1:25000, який забезпечує необхідну точність заміру площ і залежить від розмірів родовища і складності його будови. Ці плани слід будувати за поверхнею колекторів продуктивних пластів на основі структурних карт покрівлі продуктивних пластів або по ближньому реперу. На підрахунковому плані подаються зовнішні та внутрішні контури нафто- і газоносності, границі груп запасів за ступенем геологічного вивчення, всі пробурені на дату підрахунку запасів свердловини з точним нанесенням положення їх гирла і точок перетину ними покрівлі відповідного продуктивного горизонту:

параметричні; пошукові; розвідувальні; видобувні;

законсервовані в очікуванні організації промислу; нагнітальні і спостережні;

невипробувані з характеристикою нафто-, газо- і водонасиченості пластів-колекторів за даними інтерпретації матеріалів ГДС; ліквідовані з викладом причин ліквідації;

ті, що розкрили горизонт, складений непроникними породами.

Умовними позначеннями серед цих дев'яти видів свердловин відмічаються ті, що дали безводну нафту, нафту з водою, газ, газ з конденсатом, газ з водою та воду або ще знаходяться у випробуванні.

На підрахунковому плані наводиться таблиця випробування, де щодо всіх свердловин вказуються глибина і абсолютні відмітки покрівлі і підошви колекторів та інтервалів перфорації, початкові і поточні дебіти нафти, газу і води, заміряні на однаковому штуцері (діафрагмі), діаметр штуцера (діафрагми), депресії, час роботи свердловин, дата початку обводнення, процент води на час оцінки запасів. При сумісному випробуванні декількох горизонтів вказуються їх індекси.

Щодо видобувних свердловин наводяться: дата початку роботи, початкові і поточні дебіти та пластові тиски, видобута кількість нафти, газу, конденсату і води, дата початку обводнення і процент води у видобутій продукції на час підрахунку запасів. У разі великої кількості свердловин таблицю випробування належить додавати до підрахункового плану окремо. Крім того, на підрахунковому плані розміщується таблиця прийнятих авторами значень підрахункових параметрів, запасів, їх класів, а також параметрів, прийнятих за попередньою ухвалою ДКЗ і дата, на яку оцінено запаси.

6.1.13. У разі повторного підрахунку запасів окремо наводяться карти зіставлення границь класів запасів, оцінених і затверджених під час попереднього підрахунку, з нанесенням нових пробурених свердловин.

6.1.14. Графіки, що характеризують динаміку видобутку нафти і газу щодо окремих свердловин, покладів і родовищ в цілому, а також зміну пластових тисків і дебітів нафти, газу і води за період розробки.

6.1.15. Індикаторні діаграми і криві відновлення тиску у свердловинах.

6.1.16. Кореляційні графіки основних петрофізичних залежностей типу "керн - керн", "керн - геофізика", "геофізика - геофізика" та "геофізика -випробування" для визначення підрахункових параметрів.

6.1.17. Графіки залежності властивостей пластових нафти і конденсату від тиску і температури.

6.1.18. Карта розробки покладів і стану пробурених свердловин.

6.2. У випадку підрахування запасів нафти за методом матеріального балансу:

карта розробки покладу станом на дату підрахунку;

графіки динаміки пластових тисків по свердловинах з нанесенням на них всіх замірів, перерахованих на середину покладу;

графіки залежності початкових пластових тисків і властивостей нафти, газу і води від глибини залягання;

карти ізобар на відповідну дату підрахунку;

графіки зміни властивостей нафти, газу і води залежно від тиску.

6.3. У випадку підрахування запасів нафти статистичним методом: графіки зміни досліджуваних параметрів (дебіту нафти, видобутку

нафти, видобутку рідини і т. п.) у часі розробки, а також залежності між видобутком нафти, обводненістю продукції, накопиченим видобутком нафти і накопиченим видобутком рідини, падінням тиску і відбором нафти та ін., які передбачаються застосуванням тієї чи іншої методики підрахунку;вихідні дані (у вигляді карт чи таблиць) для визначення коефіцієнтів падіння дебітів.

6.4. У випадку підрахування запасів газу за методом падіння тиску: криві відновлення пластового тиску по свердловинах після їх зупинки; карти ізобар поточного пластового тиску;

графіки падіння пластового тиску в часі в кожній свердловині і в цілому у покладі;

індикаторні криві у свердловинах;

графіки залежності приведеного пластового тиску від сумарного відбору газу із свердловин і в цілому із покладу;

ізотерми конденсації стабільного конденсату.

7. Первинні геолого-геофізичні матеріали, які належить приводити у текстових додатках матеріалів ГЕО

7.1. Опис керна продуктивних горизонтів (пластів), а також порід, що залягають в інтервалі на 10 - 15 м вище і нижче кожного продуктивного горизонту.

7.2. Діаграми стандартного каротажу в масштабі 1:500 у всіх свердловинах з визначеними на них стратиграфічними границями та інтервалами продуктивних горизонтів з їх індексацією (надаються в одному примірнику на період експертизи матеріалів).

7.3. Копії актів про випробування свердловин у колоні і відкритому стовбурі, що містять відомості про їх стан, умови випробування, тривалість безперервного припливу нафти, газу і води на кожному режимі, умови замірів статичних рівнів, перевірки герметичності експлуатаційних колон, установлення і перевірки герметичності цементних мостів.

7.4. Копії актів дослідження свердловин, що містять відомості про заміри дебітів нафти, газу і води, пластових, вибійних і гирлових тисків та пластові температури, а також газовміст нафти і води.

7.5. Копії актів перевірки точності манометрів.

7.6. Дані лабораторних визначень пористості (тріщинуватості, кавернозності), абсолютної і ефективної проникності, складу порід-колекторів, їх нафто-, газо- і водонасичення, результати механічних аналізів порід, аналізів нафти, газу, конденсату і води, визначення в них механічних домішок; для порід-покришок - зміна фільтраційних і ємнісних властивостей.

7.7. Дані про об'ємні коефіцієнти пластової нафти, розчинності газу в нафті за результатами аналізів глибинних проб нафти; про газоконденсатну характеристику, коефіцієнти надстисливості газу.

7.8. Кореляційні та інші таблиці і діаграми, складені при підрахунку запасів статистичним методом або методом матеріального балансу.

7.9. У разі повторного підрахування запасів належить наводити первинну документацію тільки тих свердловин, які пробурені після попередньої ГЕО Відомості щодо свердловин, пробурених раніше, слід подавати у вигляді зведених таблиць.

8. Оформлення матеріалів

8.1. Текст геолого-економічної оцінки запасів вуглеводнів, текстові і табличні додатки слід подавати у надрукованому і переплетеному в тверду оправу вигляді. Книги (папки), матеріалів слід забезпечувати етикетками, в яких належить вказувати: номер примірника, найменування організації, прізвища та ініціали авторів, назву звіту, номер і назву книги (тому), місце і рік опрацювання.

На титульному аркуші кожної книги (тому) належить вказувати: організацію, яка виконала підрахунок запасів, прізвища та ініціали авторів, повну назву звіту з визначенням найменування родовища, виду вуглеводнів і району розташування родовища, дату на яку виконано підрахування запасів, місце і рік опрацювання матеріалів. Титульні листи мають бути підписані керівними посадовими особами організації, яка подала матеріали, і скріплені печаткою.

8.2. Текст кожної книги (тому) підписується авторами, табличні і графічні додатки - виконавцями розділів підрахунку запасів.

За титульним аркушем у першій книзі (томі) матеріалів слід розміщувати: список виконавців, інформаційну карту, зміст усіх книг (томів) і перелік усіх додатків. У кожній наступній книзі (томі) за титульним аркушем наводиться лише її зміст.

8.3. На кожному графічному додатку необхідно вказати його назву і номер, числовий і лінійний масштаби; орієнтування за сторонами світу; назву організації, що виконала ГЕО; посади і прізвища авторів, які склали креслення, та осіб, які затвердили його. Креслення мають бути підписані вказаними особами. На всіх графічних матеріалах використовуються типові загальновизнані умовні позначення. Розшифровка позначень розміщується на кожному кресленні або на окремому аркуші.

Перший примірник графічних матеріалів, призначений для Державного інформаційного геологічного фонду України, викреслюється чорною тушшю на кальці або виконується друкарським способом. Інші можуть бути подані у світло- або ксерокопіях.

8.4. Текстова частина, текстові і табличні додатки подаються окремими томами і тільки в разі невеликого обсягу матеріалів - в одному томі. Об'єм кожного тому не повинен перевищувати 250 сторінок.

8.5. Графічні додатки вкладаються у папки. Їх не слід скріплювати (кожне креслення має легко вийматися для розгляду). Якщо графічний додаток виконано на декількох аркушах, їх нумерують, а порядок розміщення показують на першому аркуші. До кожної папки додається внутрішній опис, який містить назву додатків та їх порядкові номери. В кінці опису вказується загальна кількість аркушів.

8.6. Усі примірники звіту повинні бути ідентичні за формою і змістом.

8.7. Зовнішнє оформлення книг (папок) матеріалів геолого-економічної оцінки запасів вуглеводнів: етикетки, титульні аркуші, списки виконавців,реферат, зміст, текстові частини (вступ, основна частина, таблиці, висновки), списки літератури належить виконувати з урахуванням вимог КНД 41­00032626-00-309-98 "Написання та оформлення геологічних звітів на магнітних носіях. Інструкція", затвердженого наказом Держкомгеології України від 09.07.98 N 98.

8.8. До матеріалів геолого-економічної оцінки родовища належить додавати дискету із записами таблиць підрахування запасів вуглеводнів і техніко-економічного обґрунтування коефіцієнтів їх вилучення, яка повертається.

9. Порядок подання матеріалів

9.1. Матеріали ГЕО родовищ (покладів) вуглеводнів подаються в ДКЗ України користувачами надр, які проводять пошуки, розвідку чи експлуатацію родовищ вуглеводнів, або замовниками цих робіт.

9.2. Надрокористувачі, які планують подання ГЕО на державну експертизу, направляють ДКЗ України календарні графіки надходження матеріалів до 1 січня року, на який заплановано їх подання.

9.3. Матеріали ГЕО, експертиза яких передбачена рішенням Уряду, повинні подаватися в ДКЗ України не пізніше ніж за шість місяців до встановленого строку розгляду.

9.4. Матеріали ГЕО подаються на експертизу ДКЗ України не пізніше ніж через один рік після закінчення геологорозвідувальних або експлуатаційних робіт, за результатами яких виконується підрахунок запасів.

9.5. Допускається подання на державну експертизу матеріалів ГЕО, виконаних у попередні роки, якщо роботи, проведені після складання звіту, не привели до суттєвих змін поглядів на геологічну будову покладів і оцінку кількості початкових розвіданих видобувних запасів. У цих випадках в авторській довідці наводяться за станом на дату подання матеріалів на державну експертизу:

уточнений підрахунок початкових та поточних загальних і видобувних запасів вуглеводнів;

видобуток (якщо він мав місце);

уточнене ТЕО показників розробки покладів на дату оцінки.

9.6. У разі передачі у промислове освоєння не повністю розвіданого і підготовленого до розробки родовища вуглеводнів, на умовах економічного ризику, користувачі надр повинні подавати матеріали ГЕО на експертизу і затвердження запасів в ДКЗ України в термін, визначений ліцензією на користування надрами.

9.7. Матеріали ГЕО родовищ, які в порядку, установленому раніше, введені у розробку на визначений термін на базі запасів, попередньо оцінених центральними комісіями із запасів міністерств колишнього СРСР, подаються надрокористувачами, що проводять експлуатацію, на державну експертизу і затвердження, у терміни, погоджені ДКЗ України.

9.8. За родовищами, що розробляються більш ніж одним надрокористувачем, матеріали ГЕО подаються на державну експертизу тільки після погодження з усіма надрокористувачами і органом державної влади, який видав ліцензію на користування надрами. Копія документа про погодження додається до матеріалів, що направляються у ДКЗ України.

9.9. Матеріали ГЕО родовищ до подання їх у ДКЗ України розглядаються і оцінюються науково-технічними радами (НТР) надрокористувачів, що проводили геологорозвідувальні роботи, надрокористувачів, які здійснюють або здійснюватимуть видобуток вуглеводнів, а також замовників геологорозвідувальних робіт. У протоколах розгляду й оцінки матеріалів наводяться ґрунтовний аналіз достовірності матеріалів, кількості, якості, промислового значення і підготованості до експлуатації запасів вуглеводнів та рекомендації для ДКЗ України.

9.10. Якщо сумарні списані та намічені до списання попередньо розвідані і розвідані видобувні запаси перевищують нормативи, установлені діючим положенням про списання запасів з балансу підприємства, то згідно з Положенням про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затвердженим Кабінетом Міністрів України від 27.01.95 N 58 до матеріалів ГЕО додаються протокол НТР організації, що проводила пошуково-розвідувальні роботи, і висновки органу державного гірничого нагляду. За рішенням ДКЗ України на період розгляду ГЕО подаються матеріали, на основі яких запаси були взяті на облік у Державний баланс.

9.11. Матеріали ГЕО направляються в ДКЗ України в чотирьох примірниках. Вони супроводжуються авторською довідкою про особливості геологічної будови родовища, проведенні геологорозвідувальні роботи, основні положення і техніко-економічне обґрунтування кондицій та визначення коефіцієнтів вилучення нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів, а також результати підрахунку запасів. Довідка складається на момент подання матеріалів.

9.12. Після одержання матеріалів ГЕО ДКЗ України укладає з надрокористувачем, який подав матеріали, або замовником договір про виконання робіт з експертизи та оцінки запасів і виконує їх в обумовлений договором термін.

9.13. Рішення ДКЗ України з розгляду матеріалів ГЕО оформляється протоколом, один примірник якого надсилається до Державного інформаційного геологічного фонду України в термін, визначений договором із надрокористувачем.

9.14. Після проведення державної експертизи і оцінки запасів матеріали ГЕО надсилаються організації, що їх подала, разом з протоколом ДКЗ України та висновками експертів.

10. Основні вимоги до складу матеріалів попередньої (ГЕО-2) і початкової (ГЕО-3) геолого-економічних оцінок об'єктів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ, які подаються на експертизу і апробацію ДКЗ за рішенням надрокористувачів

10.1. За замовленням користувачів надр ДКЗ проводить експертизу матеріалів попередніх і початкових ГЕО об'єктів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ для визначення достовірності і апробації запасів (ресурсів) вуглеводнів, промислового значення родовищ (покладів), доцільності проведення подальших робіт, включаючи дослідно-промислову розробку.

10.2. Перед поданням у ДКЗ матеріали ГЕО належить розглянути на засіданнях НТР надрокористувачів, що виконали геологорозвідувальні роботи, включаючи опрацювання ГЕО, а також замовників цих робіт. У протоколах засідань НТР слід приводити ґрунтовний аналіз якості виконаних робіт, достовірності запасів і ресурсів вуглеводнів, їх можливого промислового значення, рекомендації для ДКЗ.

10.3. У матеріалах звітів щодо попередньої або початкової геолого-економічної оцінок родовищ вуглеводнів розглядається те саме коло питань, що й під час детальної ГЕО. Відмінності полягають у меншій достовірності і повноті вихідних даних і відповідно меншій детальності їх аналізу. Текстову частину, текстові, табличні і графічні додатки у зв'язку з цим слід розробляти, керуючись вимогами цієї Інструкції до складу матеріалів детальної ГЕО в тій мірі, в якій дозволяють наявні фактичні відомості. Порядок викладення матеріалів, їх зовнішнє оформлення також слід приймати відповідно до вимог цієї Інструкції.

10.4. З огляду на те, що апробовані запаси вуглеводнів не призначаються для розробки проектів промислового освоєння родовищ (покладів), обсяг матеріалів попередньої і початкової геолого-економічних оцінок, що подаються на експертизу ДКЗ, належить скорочувати. Водночас він має бути достатнім для визначення всіх наявних корисних компонентів, що можуть бути видобутими, очікуваних розмірів покладів та їх геологічної будови, технологічних властивостей нафти і газу, гірничо-геологічних умов їх залягання, гірничо-технічних, екологічних умов видобутку і переробки вуглеводневої сировини та реалізації товарної продукції з детальністю, що забезпечує правильну оцінку промислового значення родовища (покладу) та доцільності інвестування подальших геологорозвідувальних робіт.

Як мінімально необхідні у складі матеріалів ГЕО-2 і ГЕО-3 слід наводити такі дані:

географо-економічні та екологічні умови об'єкта геологорозвідувальних робіт, передумови освоєння запасів і ресурсів вуглеводнів;

геологічна будова родовища (ділянки надр), характеристика нафтогазоносності, параметри продуктивних пластів, гідрогеологічні, термобаричні умови їх залягання;

методика і результати проведених геологорозвідувальних робіт;

ємнісні і фільтраційні властивості колекторів, граничні пористість і проникність;

фізико-хімічні властивості вуглеводнів, підрахункові параметри;

технологічна схема розробки об'єкта, прийняті технологічні показники розробки покладів;

прийняті нормативи капітальних вкладень і експлуатаційних витрат, ціни на товарну продукцію;

техніко-економічні показники варіантів розробки об'єкта;

рекомендовані тимчасові або попередні кондиції для підрахування запасів й оцінки ресурсів, розрахункові коефіцієнти вилучення вуглеводнів;

підраховані загальні і видобувні запаси (ресурси) вуглеводнів, їх класифікація за рівнем промислового значення і ступенем геологічної та техніко-економічної вивченості;

доцільність подальших геологорозвідувальних робіт, їх напрями.

11. Рекомендації до складу матеріалів з пошуків і розвідки родовищ вуглеводнів, що подаються на розгляд ДКЗ для надання методичної

допомоги виконавцям робіт

11.1. Для надання методичної допомоги у проведенні подальших геологорозвідувальних робіт, які мають забезпечити одержання інформації, достатньої для комплексної оцінки родовища, або з іншою метою, передбаченою Положенням про ДКЗ України, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 05.09.92 N 526, за замовленням надрокористувачів ДКЗ України розглядає попередні матеріали пошуків і розвідки родовищ вуглеводнів на будь-якій стадії їх геологічного вивчення.

11.2. Текстова частина цих матеріалів (пояснювальна записка) не повинна перевищувати 150 сторінок. Під час складання її слід широко використовувати табличну і графічну форми подання інформації. На основі фактичного матеріалу слід у стислій формі подавати:

відомості про родовище, економіко-географічні умови, геологічну вивченість, наявність інших видів корисних копалин, засобів зв'язку, шляхів сполучення, водо- і енергопостачання та ін.;

геологічну характеристику родовища;

обсяги й методику виконаних геологорозвідувальних робіт та їх основні результати;

якісну оцінку складу нафти, газу, конденсату і наявних у них супутніх корисних компонентів;

оцінку ступеня надійності одержаних результатів; оцінку результатів лабораторних досліджень;

оцінку гідрогеологічних і гірничо-геологічних умов розробки родовища;

основні техніко-економічні показники, що характеризують розробку родовища;обґрунтування методики підрахунку запасів і розподілу їх за кодами класів;

оцінку промислового значення родовища, а також перспектив його освоєння;

обґрунтування напрямку подальших геологорозвідувальних робіт на родовищі з метою одержання додаткових даних для затвердження запасів ДКЗ України та подальшого промислового освоєння.

11.3. Табличні додатки повинні містити:

таблиці прийнятних значень параметрів до підрахунку запасів; таблиці оцінених запасів родовища або його частини.

11.4. Графічні додатки повинні доповнювати текст точним зображенням просторового положення продуктивних горизонтів у розрізі, морфології та умов їх залягання і містити:

оглядову   карту   району   родовища   з   нанесеною гідромережею, населеними пунктами і шляхами сполучення; структурні карти родовища; геологічні розрізи за лініями свердловин; підрахункові плани.

Головний геолог ДКЗ з А. П. Зіць

нафти і газу

Додаток 1

Рекомендовані форми таблиць до геолого-економічної оцінки

родовищ нафти і газу (не наводяться)48

48 Форми таблиць див. Офіційний вісник України, 1999, № 50 (31.12.99), ст. 2494

РОЗДІЛ 8. ЕКОНОМІКО-ПРАВОВИЙ МЕХАНІЗМ В СФЕРІ ГЕОЛОГІЧНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

КОДЕКС УКРАЇНИ Про надра

Кодекс введено в дію з дня опублікування - 31 серпня 1994 року (згідно з Постановою Верховної Ради України від 27 липня 1994 року N 133/94-ВР)

(витяг)

Глава 4. ПЛАТА ЗА КОРИСТУВАННЯ НАДРАМИ Стаття 28. Плата за користування надрами

Користування надрами є платним, крім випадків, передбачених статтею 29 цього Кодексу. Плата справляється за користування надрами в межах території України, її континентального шельфу і виключної (морської) економічної зони.

Плата за користування надрами справляється у вигляді:

1) плати за користування надрами для видобування корисних копалин;

2) плати за користування надрами в цілях, не пов'язаних з видобуванням корисних копалин.

Крім того, за видобуток нафти, природного газу і газового конденсату справляється рентна плата.

За видачу спеціальних дозволів на користування надрами справляється відповідний збір.

Плата за користування надрами та рентна плата за нафту, природний газ і газовий конденсат встановлюються Податковим кодексом України.

Плата за користування надрами відповідно до угоди про розподіл продукції справляється відповідно до Закону України "Про угоди про розподіл продукції".

Частину сьому виключено (Із змінами і доповненнями, внесеними згідно із законами України від 23.09.2010 р. N 2562-VI, від 02.12.2010 р. N 2756-VI)

Стаття 31. Розподіл плати за користування надрами

Плата за користування надрами зараховується до державного і місцевих бюджетів згідно з Бюджетним кодексом України.

Плата за користування надрами, що надходить до бюджету Автономної Республіки Крим, обласних бюджетів і міських бюджетів міст Києва та Севастополя, розподіляється між місцевими бюджетами відповідно Верховною Радою Автономної Республіки Крим, обласними, Київською та Севастопольською міськими радами.

(Дію пункту 1 статті 31 зупинено на 2001 рік в частині зарахування 60 відсотків платежів за видобування корисних копалин загальнодержавного значення до бюджету Автономної Республіки Крим, бюджетів областей, міст Києва і Севастополя згідно із Законом України від 07.12.2000 р. N 2120-Ш)

(дію пункту 1 частини першої статті 31 зупинено на 2002 рік в частині зарахування 60 відсотків платежів за видобування корисних копалин загальнодержавного значення до бюджету Автономної Республіки Крим, бюджетів областей, міст Києва і Севастополя згідно із Законом України від

20.12.2001 р. N 2905-ПҐ)

(дію пункту 1 частини першої статті 31 зупинено на 2003 рік в частині зарахування 60 відсотків платежів за видобування корисних копалин загальнодержавного значення до бюджету Автономної Республіки Крим, бюджетів областей, міст Києва і Севастополя згідно із Законом України від

26.12.2002 р. N 380-IV)

(дію пункту 1 частини першої статті 31 зупинено на 2004 рік (щодо зарахування 60 відсотків платежів за видобування корисних копалин загальнодержавного значення до бюджету Автономної Республіки Крим, бюджетів областей, міст Києва і Севастополя) згідно із Законом України від

27.11.2003 р. N 1344-IV)

(дію пункту 1 частини першої статті 31 зупинено на 2005 рік (щодо зарахування 60 відсотків платежів за видобування корисних копалин загальнодержавного значення до бюджету Автономної Республіки Крим, бюджетів областей, міст Києва і Севастополя) згідно із Законом України від

23.12.2004 р. N 2285-IV)

(Із змінами, внесеними згідно із законами

України від 25.03.2005 р. N 2505-IV,

від 08.07.2010 р. N 2457-VI;

у редакції Закону України від 02.12.2010 р. N 2756-VI)

Стаття 34. Плата (збір) за видачу спеціальних дозволів

Розмір плати за надання спеціальних дозволів на користування надрами визначається за результатами аукціону. У разі надання дозволу без проведення аукціону справляється збір, який розраховується виходячи з початкової ціни продажу такого дозволу на аукціоні. Початкова ціна продажу дозволу на аукціоні розраховується спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади з геологічного вивчення та забезпечення раціонального використання надр виходячи з вартості запасів і ресурсів корисних копалин родовищ або ділянок надр відповідно до методики, встановленої Кабінетом Міністрів України.

Не справляється збір за видачу спеціальних дозволів державним дитячим спеціалізованим санаторно-курортним закладам за здійснення видобутку мінеральних вод у частині, що використовується для лікування на їх території.

(Із доповненнями, внесеними згідно із Законом України від 09.07.2003 р. N 1025-IV)

(дію частини першої статті 34 зупинено на 2010 рік (щодо визначення розміру збору за видачу спеціальних дозволів на користування надрами) згідно із Законом України від 27.04.2010 р. N 2154-VI)

(зупинення дії частини першої статті 34 на 2010 рік, передбачене підпунктом 3 пункту 12 розділу VH Закону України від 27.04.2010 р. N 2154-VI, визнано таким, що не відповідає Конституції України (є неконституційним), згідно з Рішенням Конституційного Суду України від 30.11.2010 р. N 22-рп/2010)

(дію частини першої статті 34 зупинено (щодо визначення розміру збору за видачу спеціальних дозволів на користування надрами) згідно із Законом України від 03.12.2010 р. N 2774-VI, зміни, внесені Законом України від 03.12.2010 р. N 2774-VI, застосовуються з 30.11.2010 р. та діють до 01.01.2011 р.)

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  71  72  73  74  75  76  77  78  79  80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  90  91  92  93  94  95  96  97 


Похожие статьи

Р С Кірін - Геологічне право україни систематизований зб нормат -правових г 36 актів неофіц вид