I. Uvodne odredbe

Članak 1.

Ovim se Pravilnikom propisuje s adržaj zahtjeva za utvrđivanje količine i kakvoće rezervi odnosno za utvrđivanje podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikova dioksida, način i uvjeti za razvrstavanje rezervi u klase i kategorije odnosno način i uvjeti za utvrđivanje građe, oblika, veličine i obujma geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikova dioksida, rad povjerenstva za utvrđivanje rezervi i postupanje povjerenstva tijekom utvrđivanja i ovjere rezervi odnosno utvrđivanja i ovjere podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikova dioksida, obrasci za dostavu podataka, bitna i nebitna odstupanja od dokumentacije o rezervama ugljikovodika, rad povjerenstva za vrednovanje ugljikovodika odnosno utvrđivanje tržišne cijene ugljikovodika i postupanje povjerenstva tijekom vrednovanja ugljikovodika

Članak 2.

Investitor, kao ovlaštenik dozvole za istraživanje ili dozvole za eksploataciju, dužan je podatke o rezervama ugljikovodika iz članka 1. ovog Pravilnika utvrđivati i evidentirati na način određen ovim Pravilnikom i to za ležišta koja su u eksploataciji, za ležišta kod kojih je istraživanje prekinuto, za ležišta čije je istraživanje završeno, i za ležišta izvan eksploatacije koja nisu iscrpljena.

Članak 3.

(1) Investitor je dužan dostaviti podatke o rezervama ugljikovodika ministarstvu nadležnom za energetiku (dalje u tekstu: Ministarstvo) na obrascima 1 i 5, koji čine sastavni dio ovog Pravilnika.

(2) Investitor je dužan dostaviti podatke o rezervama geotermalne vode za energetske svrhe Ministarstvu na obrascima 2 i 6, koji čine sastavni dio ovog Pravilnika.

(3) Investitor je dužan dostaviti podatke o podzemnim skladištima plina i trajnom zbrinjavanju ugljikovog dioksida Ministarstvu na obrascima 3, 4, 7 i 8, koji čine sastavni dio ovog Pravilnika.

II. Klasifikacija, kategorizacija i evidencija rezervi ugljikovodika

Uvod

Članak 4 .

(1) Ukupni resursi ugljikovodika predstavlja količine ugljikovodika koje se nalaze u prirodnim akumulacijama u zemljinoj kori i dijeli se na već otkriveni ukupni volumen ugljikovodika i na volumen ugljikovodika koji je još neotkriven.

(2) Klasifikacija i kategorizacija ugljikovodika temelji se na geološko-tehnološkim osnovama eksploatacije već otkrivenih ugljikovodika te ekonomskim kriterijima.

(3) Temeljem ekonomskih kriterija otkrivene ukupne volumene ugljikovodika klasificiramo na komercijalo pridobive i nekomercijalno pridobive te nepridobive.

(4) Temeljem načela ekonomičnog pridobivanja ugljikovodika komercijalno pridobive ukupne volumene otkrivenih ugljikovodika dijelimo na: pridobivene količine i rezerve.

(5) Temeljem načela ekonomičnog pridobivanja ugljikovodika nekomercijalne ukupne volumene otkrivenih ugljikovodika dijelimo na pričuvne resurse ugljikovodika za koje je u danom vremenu procijenjeno kako ih nije moguće komercijalno pridobivati i nepridobive.

(6) Svaka od navedenih klasa je kategorizirana na temelju stupnja nesigurnosti pridobivanja ugljikovodika.

(7) Perspektivni resursi su još neotkriveni ukupni volumeni ugljikovodika za koje je u danom vremenu procijenjeno da su potencijalno pridobivi.

(8) Za kategorizaciju i klasifikaciju rezervi ugljikovodika, u slučaju dvojbi unutar kategorija i klasa iz ovog Pravilnika, može se koristi međunarodna dobra praksa utvrđena u Sustavu upravljanja naftnim resursima (Petroleum Resources Management System), a koja je objavljena od strane Društvo naftnih inženjera (Society of Petroleum Engineers-SPE), a konačnu odluku donosi Ministarstvo.  

Članak 5.

Pojedini pojmovi u smislu ovog Pravilnika imaju sljedeće značenje:

1) Ukupni resursi ugljikovodika je volumen koji u zbroju predstavlja već pridobivene količine ugljikovodika do tog datuma, zatim količine ugljikovodika za koje je u danom vremenu procijenjeno da su sadržane u poznatim akumulacijama te količine ugljikovodika procijenjene u još neotkrivenim akumulacijama uključivši i nepridobive količine ugljikovodika.

2) Ukupni volumen otkrivenih ugljikovodika je volumen koji u zbroju predstavlja već pridobivene količine ugljikovodika do tog datuma, zatim količine ugljikovodika za koje je u danom vremenu procijenjeno da su sadržane u poznatim akumulacijama uključivši i nepridobive količine ugljikovodika.

3) Ukupni volumen neotkrivenih ugljikovodika predstavlja količine ugljikovodika procijenjene u još neotkrivenim akumulacijama uključivši i nepridobive količine ugljikovodika.

4) Pridobivene količine su one količine ugljikovodika koje su stvarno pridobivene u određenom vremenskom razdoblju.

5) Rezerve su one količine ugljikovodika za koje se predviđa da će biti komercijalno pridobivene iz poznatih akumulacija, od određenog datuma nadalje pod poznatim uvjetima. Rezerve moraju biti otkrivene, pridobive poznatim tehnološkim metodama, komercijalne te preostale od određenog datuma nadalje. Sve procjene rezervi uključuju određeni stupanj nesigurnosti te su s toga rezerve kategorizirane s obzirom na stupanj nesigurnosti pridobivanja koji ovisi o količini geoloških i inženjerskih podataka dostupnih za procjenu rezervi. Na temelju stupnja nesigurnosti rezerve se kategoriziraju na dokazane (1P) i nedokazane rezerve koje mogu biti vjerojatne (P2) i moguće rezerve(P3) . Ako se rezerve prikazuju kao suma dokazanih i vjerojatnih rezervi one se označavaju oznakom 2P, a ako se prikazuju kao zbroj dokazanih, vjerojatnih i mogućih one se označavaju oznakom 3P

6) Pričuvni resursi su one otkrivene i potencijalno pridobive količine ugljikovodika za koje se, trenutno, smatra da ne zadovoljavaju kriterije komercijalnosti. Pričuvni resursi ugljikovodika po stupnju njihove istraženosti i pripremljenosti za eksploataciju svrstavaju se u dokazane ( C1), vjerojatne (C2) i moguće resurse (C3). Razlozi nekomercijalnosti mogu biti sljedeći: nepostojanje tržišta ili transportnog sustava za proizvodnju, nedostupnost tehnologije potrebne za komercijalnu proizvodnju, neodobreno preuzimanje obaveza potrebnih da bi se proizvodilo, nepovoljna cijena, proizvodnja nakon isteka koncesije/ugovora.

7) Perspektivni resursi su one količine ugljikovodika za koje se smatra kako bi potencijalno mogle biti otkriveni iz nepoznatih akumulacija ugljikovodika.

8) Nepridobivi ugljikovodici su dio od ukupnog volumena koji je nepridobiv postojećom tehnologijom ili je neopravdana njegova pridobivost. Čak kad su ugljikovodici prisutni u komercijalni m k oličinama, nije moguće pridobiti ukupnu količinu.

Klasifikacija i kategorizacija rezervi ugljikovodika

Članak 6.

(1) Za procjenu ukupnog volumena otkrivenih ugljikovodika mogu se koristiti determinističke i probabilističke metode.

(2) Ukoliko je prisutna samo jedna varijanta procjene na temelju geoloških, inženjerskih i ekonomskih podataka kažemo da su za procjenu rezervi korištene determinističke metode procjene.

(3) Ukoliko su ti podaci korišteni na način da im se pridoda raspon procjene i pridruži vjerojatnost govorimo o probabilističkoj procjeni rezervi te se ista koristi za procjenu u istražnom razdoblju.

Dokazane rezerve ugljikovodika

Članak 7.

(1) Dokazane rezerve (P1) su one količine ugljikovodika koje se analizom geoloških i inženjerskih podataka mogu procijeniti s visokom sigurnošću kao komercijalno pridobive, od određenog datum nadalje, iz poznatih ležišta, pod definiranim ekonomskim uvjetima, postojećim tehnološkim metodama i zakonskim regulativama.

(2) Rezerve se smatraju dokazane ako su komercijalno pridobive količine iz ležišta podržane stvarnim podacima o pridobivenim količinama i konačnim, pouzdanim testiranjima ležišta. U tom kontekstu, dokazane rezerve predstavljaju stvarno pridobive količine, a ne samo produktivnost bušotine ili ležišta.

(3) Rezerve se smatraju dokazane ukoliko postoji infrastruktura za obradu i transport tih ugljikovodika na tržište u trenutku procjene rezervi te ukoliko nisu potrebna kapitalna ulaganja kako bi se privele pridobivanju.

(4) Ukoliko se koriste determinističke metode mora postojati visok stupanj sigurnosti da će rezerve biti pridobivene.

(5) Ukoliko se koristi probabilistička metoda procjene rezervi, mora postojati najmanje 90% vjerojatnosti (P90) kako će procijenjene količine zaista biti pridobivene u jednakoj ili većoj količini od procjene.

Članak 8.

(1) Za svrstavanje rezervi nafte, kondenzata i prirodnog plina u kategoriju dokazanih rezervi (P1) , osim osnovnim uvjetima iz članka 7. ovog Pravilnika, mora biti udovoljeno i slijedećim uvjetima:

- ležište ili dio ležišta mora po cijeloj površini biti dokazano bušotinama čiji broj i raspored osigurava pouzdanost utvrđivanja rezervi dokazane kategorije (P1)  

- prostiranje rezervi dokazane kategorije (P1) ograničeno je tektonskim, litološkim i stratigrafskim ekranom

- kontakt fluida mora biti definiran

- u slučaju kada nema podatka o kontaktu fluida, strukturno najniža izmjerena ili poznata točka pojave ugljikovodika smatra se referentna za određivanje dokazanih rezervi (P1)

- efektivna debljina ležišta mora biti određena kvantitativnom interpretacijom karotažnih mjerenja na svim bušotinama na području rasprostiranja dokazanih rezervi (P1) i uspoređena s podacima jezgrovanja ležišta  

- petrofizikalna svojstva ležišnih stijena, kao što su šupljikavost, propusnost i zasićenje vodom, moraju biti određene laboratorijskim analizama uzoraka jezgara i interpretacijom karotažnih mjerenja

- ležištu ili skupini ležišta koja predstavljaju eksploatacijsku cjelinu moraju se:

(a)odrediti fizikalna i kemijska svojstva fluida  

(b)odrediti početni ležišni uvjeti (statički tlak i temperatura) utvrđeni dubinskim mjerenjima  

(c)odrediti PVT odnosi fluida  

(d)obaviti hidrodinamička ispitivanja eksploatacijskih bušotina u cilju utvrđivanja proizvodnih svojstava bušotine.  

(2) Dokazane rezerve se mogu kategorizirati i kao dokazane nerazrađene isključivo u slučajevima kada:

- su potrebna dodatna ulaganja na postojećoj bušotini koja je bila u eksploataciji, ali je potrebno dodatno ulaganje kako bi se bušotina perforirala ili se promijenila oprema

- nova bušotina izrađena između postojećih eksploatacijskih bušotina te služi za progušćivanje mreže bušotine, ali se spajanje na sustav za pridobivanje očekuje u roku kraćem od tri godine,

(3) Ako u ležištu postoje i rezerve niže kategorije, osim dokazanih rezervi (P1), granica između dokazanih rezervi i rezervi niže kategorije određuje se prema geološkim i proizvodnim karakteristikama ležišta.

(4) O određivanju kategorizacije dokazanih nerazrađenog rezervi u slučaju spora mjerodavno je tumačenje Ministarstva.

Nedokazane rezerve

Članak 9.

(1) Nedokazane rezerve su one količine ugljikovodika koje su procijenjene na temelju geoloških i/ili inženjerskih podataka sličnih onima koji su se koristili pri procjeni dokazanih rezervi, ali tehnički, ugovorni, ekonomski ili zakonski okviri isključuju mogućnost da te rezerve budu klasificirane kao dokazane.

(2) Nedokazane rezerve se mogu procjenjivati uz pretpostavljene buduće tehničke i ekonomske uvjete.

(3) Nedokazane rezerve mogu se procjenom pridobivih količina svrstati u vjerojatne (P2) ili moguće (P3) rezerve.

(4) Vjerojatne rezerve - P2 - su one rezerve koje analizom geoloških i inženjerskih podataka pokazuju kako je manje vjerojatno da su pridobive od dokazanih rezervi.

(5) U slučaju kada se koriste probabilističke metode za procjenu rezervi, za vjerojatne rezerve, mora postojati vjerojatnost od barem 50% (P50) kako prikazane rezerve mogu biti pridobivene u jednakoj ili većoj količini od procjene.

(6) Vjerojatne rezerve mogu uključiti:  

(a) rezerve za koje se predviđa kako će biti dokazane izradom normalne mreže bušotina za proširenje ležišta, ali trenutno ne postoji dovoljno ležišnih podataka kako bi bile svrstane u dokazane rezerve

(b) rezerve u ležištima za koja se smatra da bi mogle biti produktivne temeljem karotažnih podataka, ali ne postoje podaci jezgara ili pouzdani podaci testiranja bušotina i koje nisu analogne s ležištima u proizvodnji ili ležištima s dokazanim rezervama

(c) rezervi koje se pripisuju interpolacijskim bušenjem, a koje su mogle biti klasificirane kao dokazane da je gušća mreža bušotina bila odobrena u vrijeme procjene

(d) rezerve koje se mogu pripisati poznatim metodama za povećanje iscrpka koje su se pokazale tehnički i komercijalno uspješnima, ukoliko je projekt ili pilot projekta planiran, ali se još nije počeo implementirati i/ili kada se stijena, fluid, i karakteristike ležišta čine pogodnim za komercijalnu primjenu

(e) rezerve u dijelu formacije koja je izdvojena od dokazanog područja rasjedima, a geološka interpretacija ukazuje da je to područje strukturno više od dokazanog područja

(f) rezerve koje se odnose na projekte kojima nedostaje čvrsta obveza uprave naftno-rudarskog gospodarskog subjekta o realizaciji , ali je vjerojatno da će biti realizirana u bliskoj budućnosti te maksimalno vrijeme realizacije projekta ne prelazi pet godina  

(g) rezerve koje se pripisuju budućim remontnim radovima, obradama, ponovnim obradama, promjenom opreme, ili drugim mehaničkim postupcima, a koji se nisu do sada dokazali uspješnima na bušotinama sličnog ponašanja u analognim ležištima

(h) rezerve u dokazanim ležištima, gdje alternativna interpretacija proizvodnog ponašanja ukazuje na veće količine nego što su prikazane u dokazanim rezervama

(i) rezerve koje će se moći pridobiti ako se ulože značajna financijska sredstva.

(7) Ako, osim vjerojatne kategorije rezervi ugljikovodika (P2), u ležištu postoje i rezerve moguće kategorije (P3) granica između njih određuje se prema geološkim i proizvodnim karakteristikama ležišta.

(8) Moguće rezerve – P3 - su one rezerve koje analizom geoloških i inženjerskih podataka pretpostavljaju kako je manje vjerojatno da će biti pridobivene od vjerojatnih rezervi.

(9) U slučaju kada se koriste probabilističke metode za procjenu rezervi, za moguće rezerve, mora postojati vjerojatnost od barem 10% kako prikazane rezerve mogu biti pridobivene u jednakom ili većem iznosi od procjene.

(10) Moguće rezerve mogu uključiti:

(a) rezerve koje bi, temeljeno na geološkim interpretacijama mogle postojati izvan područja klasificiranih kao vjerojatne rezerve

(b) rezerve koje na temelju interpretacije karotažnih mjerenja i analize jezgara izgledaju kao mogući nosioci ugljikovodika, ali ih je nemoguće pridobiti na komercijalan način  

(c) rezerve koje se pripisuju izradi gušće mreže bušotina, ali u uvjetima tehničke nesigurnosti  

(d) rezerve koje se mogu pripisati metodama za povećanje iscrpka ukoliko je projekt ili pilot projekta planiran, ali nije u operativnom procesu i/ili kada su stijena, fluid, i karakteristike ležišta takvi da postoji osnovana sumnja kako rezerve mogu biti komercijalno pridobive.

(e) rezerve u području formacije koja se čini odvojena od dokazanog područja rasjedima i geološka interpretacija pokazuje kako se predmetno područje nalazi u strukturno nižoj formaciji nego ono prikazano u dokazanim rezervama.

Članak 10.

(1) Za svrstavanje rezervi nafte, kondenzata i prirodnog plina u kategoriju vjerojatnih rezervi (P2), osim osnovnim uvjetima iz članka 9. stavcima 4. do 7. ovog Pravilnika, mora biti udovoljeno i ovim uvjetima:

- ležište ili dio ležišta mora biti dokazano bušotinama čiji broj i raspored omogućavaju da se utvrdi geološka građa, oblik, veličina i granice ležišta  

- da je prostiranje vjerojatnih rezervi (P2) ograničeno tektonskim, litološkim i stratigrafskim ekranima i faznim granicama fluida  

- kontakt fluida mora biti definiran

- u slučaju kada nema podatka o kontaktu fluida, strukturno najniža izmjerena ili poznata točka pojave ugljikovodika ili kontakt pretpostavljen temeljem karotažnih mjerenja u bušotini smatra se referentnim za određivanje vjerojatnih rezervi (P2)

- efektivna debljina kolektora mora biti određena kvantitativnom interpretacijom karotažnih mjerenja na svim izrađenim bušotinama na području prostiranja vjerojatnih rezervi (P2) i uspoređena s podacima uzetih jezgri iz kolektora ležišta najmanje na jednoj bušotini  

-petrofizikalna svojstva kolektorskih stijena, kao što su šupljikavost, propusnost i zasićenje vodom, moraju biti određena laboratorijskim analizama iz raspoloživih uzoraka jezgara i interpretacijom karotažnih mjerenja.

- za ležišta ili skupinu ležišta koja predstavljaju eksploatacijski objekt moraju se:

(a) odrediti i fizikalna i kemijska svojstva fluida  

(b) odrediti i početni ležišni uvjeti (statički tlak i temperatura) utvrđeni dubinskim mjerenjima  

(c) odrediti PVT odnosi fluida  

(d) obaviti hidrodinamička ispitivanja na bušotinama.

Pričuvni resursi

Članak 11.

(1) Pričuvni resursi kategoriziraju se s obzirom na stupanj njihove pripremljenosti za komercijalno pridobivanje na dokazane pričuvne resurse (C1), vjerojatne pričuvne resurse (C2) i moguće pričuvne resurse (C3).

(2) Pričuvni resursi su one količine za koje trenutačno ne postoji tržište, ne postoji ugovor ili je on prestao vrijediti, ekonomska isplativost ovisi o tehnologiji u razvoju ili gdje procjena akumulacije nije dovoljna za pouzdanu procjenu ekonomičnosti.

(3) Pričuvni resursi dalje su kategorizirani u skladu s razinom sigurnosti povezane s procjenama i mogu se podvesti na temelju dospijeća projekta i/ili karakteristikama njihovog ekonomskog statusa.

(4) Dokazani pričuvni resursi (C1) su on pričuvni resursi koji zadovoljavaju uvijete iz članka 7. i članka 8. ovog Pravilnika, ali za njih ne postoji tržište, ne postoji ugovor ili je on prestao vrijediti ili ne postoji čvrsta odluka naftno-rudarskog gospodarskog subjekta o privođenju pričuvnih resursa u eksploataciju u roku od pet godina ili uslijed troškova sanacije eksploatacija nije komercijalna.  

(5) Vjerojatni pričuvni resursi (C2) su oni pričuvni resursi koji zadovoljavaju uvijete iz članka 9. stavak 4.-6. i članak 10. ovog Pravilnika, ali za njih ne postoji tržište, ne postoji ugovor ili je on prestao vrijediti, ekonomska isplativost ovisi o tehnologiji u razvoju.

(6) Mogući pričuvni resursi (C3) su oni pričuvni resursi koji zadovoljavaju uvijete iz članka 9. stavak 8.-10. ovog Pravilnika, ali za koje ne postoji tržište, ne postoji ugovor ili je on prestao vrijediti, ekonomska isplativost ovisi o tehnologiji u razvoju ili gdje procjena akumulacije nije dovoljna za pouzdanu procjenu ekonomičnosti.

Članak 12.

(1) Rezerve nafte, kondenzata i prirodnog plina za dokazane, vjerojatne i moguće kategorije (P1, P2 i P3), te pričuvni resursi, procjenjuju se za:

1. naftu  

2. kondenzat  

3. prirodni plin.

(2) Pod naftom, prema ovom Pravilniku razumijeva se sirova nafta koja se pridobiva iz ležišta.

(3) Pod kondenzatom, prema ovom Pravilniku, razumijevaju se ugljikovodici u plinovitom stanju pod ležišnim uvjetima koji prelaze u tekuće stanje uslijed promjene tlaka i temperature.

(4) Pod prirodnim plinom, prema ovom Pravilniku, razumijeva se smjesa ugljikovodičnih plinova, ugljikovodičnih plinova s primjesama ostalih prirodnih plinova i smjesa ostalih prirodnih plinova.

Članak 13.

Rezerve nafte, kondenzata i prirodnog plina za dokazane, vjerojatne i moguće kategorije (P1, P2 i P3) procjenjuju se posebno za:

◊ naftno ležište  

◊ plinsko ležište  

◊ plinsko-kondenzatno ležište  

◊ otopljeni plin u naftnom ležištu  

◊ plinsku kapu naftnog ležišta.

Članak 14.

Pričuvni resursi nafte, kondenzata i prirodnog plina za dokazane, vjerojatne i moguće kategorije (C1, C2 i C3) procjenjuju se posebno za:

◊ naftno ležište  

◊ plinsko ležište  

◊ plinsko-kondenzatno ležište  

◊ otopljeni plin u naftnom ležištu  

◊ plinsku kapu naftnog ležišta.

Članak 15.

(1) Rezerve nafte, kondenzata i prirodnog plina služe kao osnova za izradu naftno-rudarskih projekata, i to:

1. dokazane rezerve (P1) -  kao osnova za planiranje eksploatacije  

2. vjerojatne rezerve (P2) - kao podloga za izradu razradnih projekata u svrhu prevođenja vjerojatnih rezervi u dokazane rezerve, kao podloga za pokusnu eksploataciju radi ispitivanja proizvodnih mogućnost ležišta  

3. moguće rezerve (P3) - kao osnova za izradu projekata detaljnih istražnih radova i/ili izradu razradnih projekata  

(2) Pričuvni resursi dokazane, moguće i vjerojatne kategorije (C1, C2 i C3) iskazuju se kao osnova za izradu programa ili projekata detaljnih istraživanja ili za potrebe planiranja izrade ocjenskih bušotina u istražnim prostorima.

(3) Projekti kojima se planira dobiti dodani iscrpak ugljikovodika nekom od poznatih tehnoloških metoda, kategoriziraju se primjenom članaka 8., 9., 10. i 11. ovog Pravilnika.

(4) Pod metodama za postizanje dodatnog iscrpka smatraju se:

◊ kapitalni remonti sloja i stimulacijski radovi

◊ kapitalni remonti opreme, ugradnja sustava za podizanje ugljikovodika

◊ ugradnja kompresorskih stanica, ukoliko ista nije bila predviđena planom razrade i eksploatacije,

◊ izrada dodatnih bušotina,

◊ tehnologija povećanja iscrpka nafte i kondenzata (IOR, EOR).  

Članak 16.

(1) Prvoj procjeni rezervi nafte, kondenzata i prirodnog plina pristupa se u fazi istraživanja kad se na osnovi istraživanja odrede parametri predviđeni ovim Pravilnikom.

(2) U fazi eksploatacije rezerve ugljikovodika računaju se svake godine i prikazuje se stanje rezervi na dan 31.12 tekuće godine nadalje.

(3) Godišnji izvještaji o stanju rezervi ugljikovodika dostavljaju se na obrascu 5 do 15. ožujka svake godine.

(4) Elaborat o rezervama ugljikovodika izrađuje se svake tri godine.

Metode procjene rezervi nafte, kondenzata i prirodnih plinova

Članak 17.

(1) Za procjenu rezervi nafte, kondenzata i prirodnog plina dokazane, vjerojatne i moguće kategorije (P1, P2 i P3), primjenjuju se ove metode:

1. volumetrijska metoda

2. krivulje pada proizvodnje

3. analitički modeli/numerička simulacija

4. metoda analogije

(2) Izbor metode uvjetovan je količinom i pouzdanošću raspoloživih podataka u trenutku procjene rezervi.

Članak 18.

(1) Za konačni iscrpak naftnih, plinskih i plinsko-kondenzatna ležišta pri prvoj procjeni, ako nisu poznati energetski uvjeti, uzima se u obzir najnepovoljniji režim metodom materijalnog balansa ili se usvaja na temelju korelacijskih ovisnosti.

(2) Za određivanje konačnog iscrpka naftnih ležišta kao najnepovoljniji uzima se režim otopljenog plina.

(3) Pridobive rezerve otopljenog plina iz naftnih ležišta dobivaju se istovremeno s izračunavanjem iscrpka i pridobivih rezervi nafte pri određenom režimu.

(4) Iscrpak prirodnog plina za plinska ležišta, određuje se prema tlaku napuštanja ležišta.

(5) Kod iscrpka plina iz plinske kape, mora biti utvrđeno kako je naftno ležište prestalo s pridobivanjem ili drugi razlozi zbog koji je došlo do pridobivanja plina iz plinske kape.

(6) Za određivanje konačnog iscrpka plinskih i plinsko-kondenzatnih ležišta, pri procjeni rezervi, pretpostavlja se vodonaporni režim.

(7) Rezerve kondenzata iz plinsko-kondenzatnih ležišta dobivaju se množenjem prethodno izračunatih pridobivih rezervi prirodnog plina prosječnim sadržajem kondenzata tijekom eksploatacije. Pritom moraju biti poznati fazni odnosi fluida (plin-tekućina) u funkciji tlaka i temperature, utvrđeni eksperimentalnim laboratorijskim ispitivanjem na uzorcima fluida ili, ako to nije moguće, analitički.

(8) Primijenjena metoda za procjenu rezervi nafte i prirodnog plina mora biti obrazložena u elaboratu, a parametri potvrđeni potrebnom dokumentacijom.

Članak 19.

(1) Konačni iscrpak, odnosno rezerve nafte, kondenzata i prirodnog plina korigiraju se, ako je potrebno, u kasnijoj fazi razrade ležišta, kad se utvrdi stvarni režim ležišta, ponovnim izračunavanjem nekom od metoda sukladno članku 17.

(2) Konačni iscrpak, odnosno rezerve nafte, kondenzata i prirodnog plina korigiraju se i u slučaju primjene neke od metoda razrade naftnog ili plinsko-kondenzatnog ležišta radi povećanja stupnja njegova iskorištenja.

Članak 20.

Pričuvni resursi nafte, kondenzata i prirodnog plina dokazane, vjerojatne i moguće kategorije (C1, C2 i C3) procjenjuju se volumetrijskom metodom ili metodom analogije.

Članak 21.

Rezerve nafte, kondenzata i prirodnih plinova iskazuju se, pri standardnim uvjetima 288,15 K (15°C) i 101,325 kPa (1,01325 bar), i to:

1. nafta (N) - u kubičnim metrima (m ³ ), a prikazuje se u tisućama kubičnih metara (10 ³ m ³ )  

2. kondenzat (L) - u kubičnim metrima (m ³ ), a prikazuje se u tisućama kubičnih metara (10 ³ m ³ )  

3. prirodni plinovi (G) - u kubičnim metrima (m ³ ), a prikazuju se u milijunima kubičnih metara (10 ⁶ m ³ )  

Članak 22.

Za svako ležište s rezervama prirodnog plina dokazane, vjerojatne i moguće kategorije (P1, P2 i P3) prikazuju se, osim rezervi ugljikovodičnih plinova, i rezerve drugih prirodnih plinova iz članka 12. stavak 4. ovog Pravilnika, a procjenjuju se prema njihovu postotnom udjelu u utvrđenim rezervama prirodnog plina.

Članak 23.

(1) Pri procjeni rezervi nafte, kondenzata i prirodnih plinova kategorija P1, P2 i P3, moraju se poznavati ovi parametri:

1) za naftna ležišta:

(a) ukupna površina ležišta (A – m ² )  

(b) srednja efektivna debljina kolektora (h - m)  

(c) ukupni obujam kolektora (V – m ³ )  

(d) prosječna šupljikavost kolektora (u dijelovima jedinice)  

(e) prosječno početno zasićenje kolektora vodom (S _wi , - u dijelovima jedinice)  

(f) obujamski faktor za naftu pri početnim ležišnim uvjetima (B _oi – m ³ /m ³ )  

(g) faktor otopljenog prirodnog plina u nafti pri početnim ležišnim uvjetima (B _gi m ³ /m ³ ),

2) za ležišta prirodnog plina i plinske kape naftnih ležišta:

(a) ukupna površina ležišta (A – m ² )  

(b) srednja efektivna debljina kolektora (h - m)  

(c) ukupni obujam kolektora (V – m ³ )  

(d) prosječna šupljikavost kolektora (u dijelovima jedinice)  

(e) prosječno početno zasićenje kolektora vodom (S _wi , - u dijelovima jedinice)  

(f) obujamski faktor za plin pri početnim ležišnim uvjetima (B _gi m ³ /m ³ )  

(g) analiza sastava prirodnog plina (u molnim postocima),

(2) Za plinsko-kondenzatna ležišta, osim parametara navedenih za naftna ležišta i ležišta prirodnog plina treba poznavati i fazne odnose (plin-kondenzat), njihov komponentni sastav u molnim postocima, te početni sadržaj stabilnog kondenzata u prirodnom plinu pri standardnim uvjetima.

Tehno-ekonomska procjena pridobivih količina ugljikovodika

Članak 24.

(1) Komercijalnost rezervi nafte, kondenzata i prirodnog plina utvrđuje se tehničko-ekonomskom ocjenom.

(2) Tehničko-ekonomska ocjena rezervi nafte, kondenzata i prirodnog plina temelji se na naturalnim i vrijednosnim pokazateljima.

(3) Naturalni pokazatelji jesu: količina rezervi i mogućnosti njihovog pridobivanja, dinamika crpljenja, kakvoća ugljikovodika i tehnološke mogućnosti njihove eksploatacije.

(4) Komercijalnost dokazanih rezervi utvrđuje se na osnovi trenutnih ekonomskih uvjeta, dok se komercijalnost vjerojatnih i mogućih rezervi utvrđuje na temelju budućih ekonomskih uvjeta koji mogu utjecati na isplativost pridobivanja ugljikovodika.

(5) Ekonomski uvjeti uključuju, bez ograničenja, pretpostavke budućih financijskih uvjeta koji se odnose na:

(a) troškove razrade i eksploatacije te svi troškovi vezani uz eksploataciju  

(b) cijene ugljikovodika  

(c) zakonske uvjete  

(d) trošak sanacije eksploatacijskog polja  

(e) poreze i ostala davanja  

(f) načini financiranja projekta i odluke kojima se odobrava realizacija projekta.

Evidencija rezervi nafte, kondenzata i prirodnog plina

Članak 25.

(1) Rezerve nafte, plina i kondenzata evidentiraju se na Obrascu 1. koji se nalazi kao prilog ovom Pravilniku i sastavni su dio elaborata o rezervama ugljikovodika.

(2) Investitor je dužan voditi evidenciju o rezervama i svake godine do 15. ožujka, Ministarstvu i Agenciji za ugljikovodike, dostaviti podatke o rezervama po svakom eksploatacijskom polju sa stanjem na dan 31. prosinca prethodne godine na Obrascu 5. koji se nalazi kao prilog ovom Pravilniku, sukladno članku 42. Zakona.

(3) Obrasci iz stavka 1. i 2. ovog članka dostavljaju se Ministarstvu i Agenciji za ugljikovodike u papirnatom i elektroničkom obliku.

Članak 26.

(1) Pridobivene količine nafte, plina i kondenzata mjere se na mjernoj točki.

(2) Mjerna točka znači mjesto ili mjesta koja su određena provjerenim projektom razrade i eksploatacije, a na kojima će biti smještena odgovarajuća oprema i objekti za potrebe obavljanja volumetrijskih mjerenja i drugih utvrđivanja, temperature i ostalih prilagodbi, utvrđivanja vode i sedimenta te ostala prikladna mjerenja, a sve u svrhu utvrđivanja pridobivenih količina ugljikovodika.

Članak 27.

(1) Za izračun rezervi koriste se pridobive količine koje su jednake ukupno pridobivenim količinama umanjenim za one količine koje su pridobivene, ali nisu raspoložive za prodaju na mjernoj točki.

(2) Količine koje nisu raspoložive za prodaju uključuju količine koje se troše u internoj potrošnji proizvodnog postrojenja, količine izgubljene prilikom obrade te ne-ugljikovodične komponente koje se moraju ukloniti prije prodaje.

III. Klasifikacija, kategorizacija i evidencija rezervi geotermalne vode za energetske svrhe

Klasifikacija i kategorizacija rezervi geotermalne vode za energetske svrhe

Članak 28.

Pod geotermalnim vodama za energetske svrhe (dalje u tekstu: geotermalne vode) podrazumijevamo geotermalne vode koje se nalaze u podzemnim ležištima koja se ne napajaju, vode koje prolaze kroz podzemna ležišta i napajaju se prirodno ili umjetno utiskivanjem.

Članak 29.

Klasifikacija i kategorizacija geotermalnih voda temelji se na geološko-tehnološkim osnovama te ekonomskim kriterijima

Članak 30.

(1) Rezerve geotermalne vode su one količine za koje se predviđa da će biti komercijalno pridobivene iz poznatih akumulacija, od određenog datuma nadalje pod poznatim uvjetima. Rezerve moraju biti otkrivene, pridobive poznatim tehnološkim metodama, komercijalne te preostale od određenog datuma nadalje.

(2) Sve procjene rezervi uključuju određeni stupanj nesigurnosti te su s toga rezerve kategorizirane s obzirom na stupanj nesigurnosti pridobivanja koji ovisi o količini geoloških i inženjerskih podataka dostupnih za procjenu rezervi. Na temelju stupnja nesigurnosti rezerve se kategoriziraju na dokazane (1P) i vjerojatne (P2) .

(4) Pričuvni resursi su one otkrivene i potencijalno pridobive količine geotermalne vode za koje se, trenutno, ne smatra da zadovoljavaju kriterije komercijalnosti. Pričuvni resursi geotermalne vode po stupnju njihove istraženosti i pripremljenosti za eksploataciju svrstavaju se u dokazane ( C1), i vjerojatne (C2) resurse.

(4) Perspektivni resursi su one količine geotermalne vode za koje se smatra kako bi potencijalno mogle biti otkriveni iz nepoznatih akumulacija geotermalnih ležišta.

Članak 31.

(1) Dokazane rezerve (P1) su one količine geotermalne vode koje se analizom geoloških i inženjerskih podataka mogu procijeniti s opravdanom sigurnošću kao komercijalno pridobive, od određenog datum nadalje, iz poznatih ležišta, pod definiranim ekonomskim uvjetima, postojećim tehnološkim metodama i zakonskim regulativama.

(2) Rezerve se smatraju dokazane ako su komercijalno pridobive količine iz ležišta podržane stvarnim podacima o pridobivenim količinama i konačnim, pouzdanim testiranjima ležišta. U tom kontekstu, dokazane rezerve predstavljaju stvarno pridobive količine, koje se mogu odnositi i na produktivnost bušotine ili ležišta, ukoliko je dokazano kako postoji konstantan utok u ležište.

(3) Rezerve se smatraju dokazane ukoliko uz eksploatacijsku bušotinu postoji infrastruktura za obradu i transport tih geotermalnih voda na tržište u trenutku procjene rezervi te ukoliko nisu potrebna kapitalna ulaganja kako bi se privele pridobivanju.

(4) Rezerve se smatraju dokazane ako postoji energetski objekt te dokazane rezerve odgovaraju stupnju iskorištenja instalirane geotermalne energije u energetskom objektu.

(5) Ukoliko se koriste determinističke metode mora postojati visok stupanj sigurnosti da će rezerve biti pridobivene.

(6) Ukoliko se koristi probabilistička metoda procjene rezervi, mora postojati najmanje 90% vjerojatnosti (P90) kako će procijenjene količine zaista biti pridobivene u jednakoj ili većoj količini od procjene.

Članak 32.

(1) Za svrstavanje rezervi geotermalne vode u kategoriju dokazanih rezervi (P1) , osim osnovnim uvjetima iz članka 31. ovog Pravilnika, mora biti udovoljeno i ovim uvjetima:

- ležište ili dio ležišta mora biti dokazano bušotinama čiji broj i raspored osigurava pouzdanost utvrđivanja dokazanih rezervi (P1)  

- prostiranje dokazanih rezervi ograničeno je tektonskim, litološkim i stratigrafskim ekranima

- efektivna debljina ležišta mora biti određena kvantitativnom interpretacijom karotažnih mjerenja na svim bušotinama na području dokazanih rezervi kategorije P1 i uspoređena s podacima jezgrovanja ležišta  

- fizikalna svojstva ležišnih stijena, kao što su šupljikavost, propusnost i zasićenje vodom, moraju biti određene laboratorijskim analizama uzoraka jezgara i/ili interpretacijom karotažnih mjerenja

- temperatura geotermalne vode u ležištu mora biti konstantna tijekom određenog vijeka pridobivanja  

- ležištu ili skupini ležišta koja predstavljaju eksploatacijsku cjelinu moraju se:

(a)odrediti fizikalna i kemijska svojstva fluida  

(b)odrediti početni ležišni uvjeti (statički tlak i temperatura) utvrđeni dubinskim mjerenjima  

(c)obaviti hidrodinamička ispitivanja bušotina.

(2) Ako u ležištu postoje i rezerve niže kategorije, osim dokazanih rezervi (P1), granica između dokazanih rezervi i rezervi niže kategorije određuje se prema geološkim i proizvodnim karakteristikama ležišta.

Članak 33.

(1) Vjerojatne rezerve geotermalne vode (P2) su one količine geotermalne vode koje su procijenjene na temelju geoloških i/ili inženjerskih podataka sličnih onima koji su se koristili pri procjeni dokazanih rezervi, ali tehnički, ugovorni, ekonomski ili zakonski okviri isključuju mogućnost da te rezerve budu klasificirane kao dokazane.

(2) Vjerojatne rezerve geotermalne vode se mogu procjenjivati uz pretpostavljene buduće tehničke i ekonomske uvjete.

(3) Vjerojatne rezerve geotermalne vode su one rezerve koje analizom geoloških i inženjerskih podataka pokazuju kako je manje vjerojatno da su pridobive od dokazanih rezervi.

(4) U slučaju kada se koriste probabilističke metode za procjenu rezervi, za vjerojatne rezerve, mora postojati vjerojatnost od barem 50% (P50) kako prikazane rezerve mogu biti pridobivene u jednakoj ili većoj količini od procjene.

(5) Vjerojatne rezerve mogu uključiti:  

(a) rezerve u ležištima za koja se smatra da bi mogle biti produktivne temeljem karotažnih podataka, ali ne postoje podaci jezgara ili zaključni podaci testiranja bušotina i koje nisu analogne s ležištima u proizvodnji ili ležištima s dokazanim rezervama

(b) rezerve koje se mogu pripisati poznatim metodama za povećanje iscrpka koje su pokazale tehnički i komercijalno uspješnima, ukoliko je projekt ili pilot projekta planiran, ali se još nije počeo implementirati i/ili kada se stijena, fluid, i karakteristike ležišta čine pogodnim za komercijalnu primjenu

(c) rezerve u dijelu formacije koja je izdvojena od dokazanog područja rasjedima, a geološka interpretacija ukazuje da je to područje strukturno više od dokazanog područja

(d) rezerve koje se odnose na projekte kojima nedostaje čvrsta obveza naftno-rudarskog gospodarskog subjekta o realizaciji , ali je vjerojatno da će biti realizirana u bliskoj budućnosti te maksimalno vrijeme realizacije projekta ne prelazi pet godina  

(e) rezerve koje se pripisuju budućim remontnim radovima, obradama, ponovnim obradama, promjenom opreme, ili drugim mehaničkim postupcima, koji se nisu do sada dokazali uspješnima na bušotinama sličnog ponašanja u analognim ležištima

(f) rezerve u dokazanim ležištima, gdje alternativna interpretacija proizvodnog ponašanja ukazuje na veće količine nego što su prikazane u dokazanim rezervama

(g) rezerve koje će se moći pridobiti uz kapitalna ulaganja u pridobivanje geotermalne vode  

(h) rezerve koje je moguće pridobiti nakon iskorištavanja ležišta pri konstantnoj temperaturi  

(i) rezerve koje bi mogle biti pridobivene temeljem hidrodinamičkih svojstava ležišta i bušotina, ali je pridobivanje geotermalne vode limitirano zbog ograničenja energetskog sustava.

Članak 34.

(1) Za svrstavanje rezervi geotermalne vode u kategoriju vjerojatne (P2), osim osnovnim uvjetima iz članka 33. stavak 2. ovog Pravilnika, mora biti udovoljeno i ovim uvjetima:

- ležište ili dio ležišta mora biti dokazano bušotinama čiji broj i raspored omogućavaju da se utvrdi geološka građa, oblik, veličina i njegove granice  

- da je prostiranje vjerojatnih rezervi ograničeno tektonskim, litološkim i stratigrafskim ekranima  

- efektivna debljina kolektora mora biti određena kvantitativnom interpretacijom karotažnih mjerenja na svim izrađenim bušotinama na području vjerojatnih rezervi i uspoređena s podacima raspoloživih jezgri iz kolektora ležišta najmanje na jednoj bušotini  

- fizikalna svojstva kolektorskih stijena, kao što su šupljikavost, propusnost i zasićenje vodom, moraju biti određena laboratorijskim analizama iz raspoloživih uzoraka jezgara i interpretacijom karotažnih mjerenja.

- za ležišta ili skupinu ležišta koja predstavljaju eksploatacijsko polje moraju se:

(a) odrediti i fizikalna i kemijska svojstva fluida

(b) odrediti i početni ležišni uvjeti (statički tlak i temperatura) utvrđeni dubinskim mjerenjima

(c) obaviti i hidrodinamička ispitivanja bušotina.

Članak 35.

(1) Utvrđene i svrstane rezerve geotermalne vode iskazuju stupanj njihove istraženosti i pripremljenosti za eksploataciju i to:

1. dokazane rezerve (P1) -  kao osnova za eksploataciju  

2. vjerojatne rezerve (P2) - kao podloga za izradu razradnih projekata u svrhu prevođenja vjerojatnih rezervi u dokazane rezerve, kao podloga za pokusnu eksploataciju radi ispitivanja proizvodnih mogućnost ležišta  

(2) Pričuvni resursi dokazne i vjerojatne kategorije (C1 i C2) iskazuju se kao osnova za izradu programa ili projekata detaljnih istraživanja ili za potrebe ocjenskih bušotina u istražnim prostorima.

(3) Projekti kojima se planira dobiti dodani iscrpak geotermalne vode nekom od poznatih tehnoloških metoda, kategoriziraju se primjenom članaka 31.-34. ovog Pravilnika

(4) Pod metodama za postizanje dodatnog iscrpka smatraju se:

◊ kapitalni remonti sloja i stimulacijski radovi

◊ kapitalni remonti opreme, ugradnja sustava za podizanje ugljikovodika

◊ izrada dodatnih bušotina

◊ promjena ili dogradnja energetskog sustava za koji se upotrebljava geotermalna voda.  

Članak 36.

(1) Prvoj procjeni rezervi geotermalne vode pristupa se u fazi istraživanja kad se na osnovi istraživanja odrede parametri predviđeni ovim Pravilnikom.

(2) U fazi eksploatacije rezerve geotermalne vode računaju se svake godine i prikazuje se stanje rezervi na dan 31.12 tekuće godine nadalje.

(3) Elaborat o rezervama geotermalne vode izrađuje se svake tri godine.

Metode procjene rezervi geotermalne vode

Članak 37.

(1) Za procjenu rezervi geotermalne vode kategorije P1 i P2, primjenjuju se ove metode:

1. metoda analogije

2. volumetrijska metoda

3. analitički modeli/numerička simulacija

Izbor metode uvjetovan je količinom i pouzdanošću raspoloživih podataka u trenutku procjene rezervi.

(2) Za svako ležište s dokazanim i vjerojatnim rezervama geotermalne vode prikazuju se i rezerve prirodnih plinova ako su u njima otopljeni, sukladno članku 12. stavak 4. ovog Pravilnika, a izračunavaju se prema njihovom postotnom udjelu u pridobivenoj vodi.

Članak 38.

Pričuvni resursi geotermalne vode dokazane i vjerojatne kategorija (C1 i C2) procjenjuju se volumetrijskom metodom.

Članak 39.

(1) Rezerve geotermalne vode iskazuju se kao:

a) količine u l/s

b) instalirana toplinska snaga geotermalne vode u MW _t .(P _heat ), i

c) energija koju je moguće proizvesti energetskim postrojenjem u jednoj godini, u GW _htop

(2) Za izračun instalirane toplinske snaga geotermalne vode uzimaju se količine geotermalne vode izražen u l/s, specifična toplina vode kod uvjeta ušća i razlika temperature na ušću i temperature vode nakon iskorištenja količine topline akumulirane u vodi.

(3) Temperatura vode nakon iskorištenja količine topline akumuliranje u geotermalnoj vodi iznosi 30°C te se uzimaju standardne vrijednosti tlaka (p=1bar).

Članak 40.

Pri procjeni geotermalne vode za dokazane i vjerojatne rezerve (P1 i P2), moraju se poznavati ovi parametri:

- površina odabranog segmenta ležišta (m ² )

- srednja efektivna debljina ležišta (m)  

- srednja protočna debljina ležišta (m)  

- srednja šupljikavost u odnosu na efektivnu i protočnu debljinu (u dijelovima jedinica)  

- obujamska specifična toplina stijena iznad i ispod ležišta (J/m ³ K)  

- obujamska specifična toplina matriksa ležišnih stijena (J/m ³ K)  

- koeficijent toplinske vodljivosti stijena iznad i ispod ležišta, te čelika i cementnog kamena (W/m K)  

- gustoća vode kod ležišnih uvjeta te uvjeta koji vladaju na ušću bušotine (kg/m ³ )  

- obujamska specifična toplina geotermalne vode u uvjetima ležišta te uvjetima koji vladaju u ušću bušotine (J /m ³ K)  

- početni ležišni tlak (Pa)  

- početna ležišna temperatura te temperatura vode na dnu utisnih bušotina (°K i °C)  

- dinamika promjene temperature na dnu i ušću proizvodnih bušotina (°K i °C)

- dinamički tlak ušća bušotine (u Pa) ili/i dinamička razina (m)  

- dinamika pridobivanja te dinamika i raspored utiskivanja geotermalne vode po bušotinama kod ležišta geotermalne vode koja se umjetno napajaju (l/s)  

- kemijski sastav i fizikalna svojstva geotermalne vode i u njoj otopljenih plinova.

Tehno-ekonomska procjena pridobivih količina geotermalne vode

Članak 41.

(1) Komercijalnost rezervi geotermalne vode utvrđuje se tehničko-ekonomskom ocjenom.

(2) Tehničko-ekonomska ocjena rezervi geotermalne vode temelji se na naturalnim i vrijednosnim pokazateljima.

(3) Naturalni pokazatelji jesu: količina rezervi i mogućnosti njihovog pridobivanja te tehnološke mogućnosti njihove eksploatacije.

(4) Komercijalnost rezervi utvrđuje se na osnovi trenutnih ekonomskih uvjeta koji mogu utjecati na isplativost pridobivanja geotermalne vode te na temelju energetskih objekata za čiju svrhu će se upotrebljavati geotermalna voda.

(5) Ekonomski uvjeti uključuju, bez ograničenja, pretpostavke trenutnih financijskih uvjeta koji se odnose na:

(a) troškove razrade i eksploatacije te svi troškovi vezani uz eksploataciju  

(b) prodajnu cijenu pridobivene energije  

(c) zakonske uvjete  

(d) poreze i druga davanja  

(e) načini financiranja projekta i odluke kojima se odobrava realizacija projekta.

Evidencija rezervi geotermalne vode

Članak 42.

(1) Rezerve geotermalne vode evidentiraju se na Obrascu 2 koji se nalazi kao prilog ovom Pravilniku i sastavni je dio elaborata o rezervama geotermalne vode.

(2) Investitor je dužan voditi evidenciju o rezervama i svake godine do 15. ožujka, Ministarstvu i Agenciji za ugljikovodike, dostaviti podatke o rezervama po svakom eksploatacijskom polju sa stanjem na dan 31. prosinca prethodne godine na Obrascu 6. koji se nalazi kao prilog ovom Pravilniku, sukladno članku 42. Zakona.

(3) Obrasci iz stavka 1. i 2. ovog članka dostavljaju se Ministarstvu i Agenciji za ugljikovodike u papirnatom i elektroničkom obliku.

IV. Klasifikacija, kategorizacija i evidencija podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikova dioksida  

Članak 43.

(1) Na klasifikaciju, kategorizaciju i evidenciju podataka o građi obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida odgovarajuće se primjenjuju odredbe članaka 8. - 27. ovog Pravilnika.

Članak 44.

(1) Kod geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina količine koje čine plinski jastuk moraju se razdvojiti od radnog volumena podzemnog skladišta prirodnog plina.

(2) Evidencija podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina vodi se na Obrascu 3 koji je sastavni dio ovog Pravilnika.

(3) Evidencija podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za trajno zbrinjavanje ugljikova dioksida u geološkim strukturama vodi se na Obrascu 4 koji je sastavni dio ovog Pravilnika.

(4) Obrasci iz stavka 2. i 3. ovog članka dostavljaju se Ministarstvu i Agenciji za ugljikovodike u papirnatom i elektroničkom obliku.

V. Elaborat o rezervama ugljikovodika, geotermalne vode za energetske svrhe, odnosno utvrđivanje podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida

Članak 45.

Rezerve ugljikovodika, geotermalne vode za energetske svrhe, odnosno utvrđivanje podataka  o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikova dioksida te njihova kategorizacija i klasifikacija prikazuju se elaboratom o rezervama ugljikovodika, geotermalne vode za energetske svrhe, odnosno o utvrđenim podatcima o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida (u daljem tekstu: elaborat o rezervama).

Stručni poslovi izrade elaborata o rezervama

Članak 46.

(1) Stručne poslove izrade elaborata o rezervama obavlja pravna osoba koja ispunjava uvjete iz ovog Pravilnika (u daljnjem tekstu: pravna osoba).

(2) Pravne osobe koje izrađuju elaborat o rezervama dužne su prije početka njezine izrade kao odgovornog voditelja imenovati osobu koja ispunjava propisane uvjete.

(3) Pravna osoba iz stavka 2. ovog članka mora ispunjavati sljedeće uvjete:

1. u sudskom registru imati upisanu djelatnost izrade dokumentacije o rezervama ili dokumentacije o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida

2. imati u punom radnom vremenu najmanje jednu zaposlenu odgovornu stručnu osobu s odgovarajućom stručnom spremom, radnim iskustvom i položenim stručnim ispitom iz naftnog-rudarstva ili geologije, a koja ispunjava uvjete propisane Pravilnikom iz članka 130. stavka 7.

3. raspolagati odgovarajućom opremom za izradu dokumentacije o rezervama ili dokumentacije o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida.

(4) Pravna osoba za izradu posebnih dijelova dokumentacije o rezervama ili dokumentacije o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida, a koje ne može izrađivati odgovorna osoba iz stavka 3. točke 1. ovog članka, treba imati u punom radnom vremenu najmanje jednu zaposlenu odgovornu stručnu osobu s odgovarajućom stručnom spremom, radnim iskustvom i položenim stručnim ispitom u skladu s člankom 130. Zakona ili mora s takvom osobom sklopiti pisani ugovor za izradu posebnih dijelova dokumentacije o rezervama ili dokumentacije o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida u skladu s člankom 130. Zakona.

(5) Pravna osoba je dužna za svaki naručeni i prihvaćeni posao izrade dokumentacije o rezervama ili dokumentacije o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida sklopiti ugovor s naručiteljem toga posla.

(6) Pravna osoba je dužna čuvati i zaštititi svaku poslovnu tajnu naručitelja svojih usluga za koju sazna tijekom pružanja naručenih usluga.

(7) Poslovnu tajnu u smislu stavka 6. ovog članka dužni su čuvati i zaštiti ovlaštene osobe koje pravna osoba angažira prilikom izvršenja konkretnog posla.

Obveza izrade elaborata o rezervama

Članak 47.

(1)Elaborat o rezervama na eksploatacijskom polju obvezno se izrađuje:

-sukladno odredbama članka 41. Zakona o istraživanju i eksploataciji ugljikovodika, ili

-osnovom utvrđenih bitnih odstupanja od elaborata o rezervama temeljem kojeg su potvrđene količine i kakvoća rezervi ugljikovodika, geotermalne vode za energetske svrhe, odnosno za utvrđivanje podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida.

(2)Bitnim odstupanjima od elaborata o rezervama temeljem kojeg su potvrđene količine i kakvoća rezervi ugljikovodika, geotermalne vode za energetske svrhe, odnosno za utvrđivanje podataka o građi, obliku, veličini i obujmu geoloških struktura pogodnih za skladištenje prirodnog plina ili trajno zbrinjavanje ugljikovog dioksida, osobito se smatra:

- provođenje naftno-rudarskih radova sukladno projektu razrade i eksploatacije ili dopunskom projektu razrade i eksploatacije, a koji su doveli do prevođenja rezervi niže kategoriju u rezerve više kategorije.

Članak 48.

Odgovorni voditelj je dužan sva bitna odstupanja podrobno obraditi u elaboratu o rezervama, a sažetke istih navesti u poglavlju zaključak.