مدل جدید قراردادهای نفتی وارد فاز اجرا شد

ماده۱ـ اصطلاحات زیر در این تصویب­ نامه در معانی مشروح مربوط به کار می­روند و سایر اصطلاحاتی که در این تصویب­ نامه تعریف نشده­ است، تابع تعاریف مندرج در قانون نفت ـ مصوب ۱۳۶۶ ـ و قانون اصلاح قانون نفت ـ مصوب ۱۳۹۰ ـ بوده و در سایر موارد، تعاریف تابع قوانین و مقررات مربوط در ایران می­ باشند و در مواردی که در قوانین و مقررات تعاریفی وجود ندارد، تابع تعاریف و اصطلاحات معمول درصنعت جهانی نفت می­باشد. قانون حاکم بر قراردادها، قانون جمهوری اسلامی ایران می­باشد.

الف ـ شرایط عمومی: اصول و شرایط عمومی و ساختارهای حاکم بر قراردادهای بالادستی.

ب ـ نفت: هیدروکربورهایی که به صورت نفت خام، میعانات گازی، گاز طبیعی، قیر طبیعی، پلمه سنگ ­های نفتی و ماسه‏ های آغشته به نفت به حالت طبیعی یافت شده یا طی عملیات بالادستی به دست می­ آید.

پ ـ گاز طبیعی: هیدروکربورهایی که در سازندهای گازی مستقل، گنبدهای گازی مستقل یا محلول در نفت در شرایط متعارف به حالت گاز موجود است یا طی عملیات بالادستی همراه با نفت خام به دست می­ آید.

ت ـ میدان نفتی یا گازی: هر یک از منابع یا مخازن زیرزمینی یا روزمینی در تقسیمات داخل سرزمین، آب­ های داخلی، ساحلی، فلات قاره و بین­ المللی مجاور مرزهای کشور و آب­ های آزاد بین­ المللی که احتمال وجود نفت در آن است و مشخصات فنی و مختصات جغرافیایی آن توسط وزارت نفت مشخص می­ گردد.

ث ـ میدان یا مخزن تجاری: میدان یا مخزنی که با رعایت تولید صیانتی و با لحاظ نمودن قیمت­ های نفت و دیگر محصولات جانبی آن میدان یا مخزن بتواند کلیه هزینه ‎ های مستقیم، غیرمستقیم، بهره ­برداری و تأمین مالی پیش­ بینی شده جهت اکتشاف، توسعه، بهره ­برداری، همچنین دستمزد و سود طرف دوم و دیگر هزینه ‎ های جانبی مربوط در طول دوره قرارداد را پوشش داده و درآمد مورد انتظار برای هر یک از طرف­های قرارداد را تأمین نماید. اثبات تجاری بودن میدان یا مخزن بر عهده پیمانکار است. مبانی و شاخص ‎ های متداول و خودکار جهت تعیین تجاری بودن میدان یا مخزن توسط وزارت نفت تعیین شده و در اسناد مناقصه حسب مورد به اطلاع متقاضیان رسیده و در قرارداد مربوط نیز منظور می‏ گردد.

ج ـ میدان کشف شده (Green Field): میدان نفتی یا گازی کشف شده توسط شرکت ملی نفت ایران یا کشف شده توسط شرکت ­های دیگر برای شرکت ملی نفت ایران که آماده ورود به مرحله توسعه می­ باشد.

چ ـ میدان در حال تولید (Brown Field) : میدانی که قبلاً به بهره­ برداری و تولید رسیده است.

ح ـ مخزن: هر کدام از تاقدیس‌ها یا ساختمان­ های چینه­ ای یا هرگونه تله ساختاری حاوی هیدروکربور یا ترکیبی از آنها که دارای خواص سنگ، سیال و فشار مستقل باشد.

خ ـ مخزن در حال تولید (Brown Reservoir) : مخزنی که تاریخچه تولید تجاری هیدروکربور داشته باشد.

د ـ مخزن کشف شده و توسعه ­نیافته (Green Reservoir) : مخزن کشف شده ­ای که تاکنون تولید تجاری هیدروکربور در آن صورت نگرفته است.

ذ ـ طرف اول قرارداد: شرکت ملی نفت ایران یا شرکت ‎ های تابعه آن به نمایندگی از آن شرکت که در این تصویب­ نامه به عنوان «کارفرما» نیز نامیده می­ شود.

ر ـ طرف دوم قرارداد: شرکت/ شرکت ­های صاحب صلاحیت نفتی که جهت انجام هریک از عملیات اکتشاف، توصیف، توسعه و بهره ­برداری و اجرای طرح­ های بهبود یا افزایش ضریب بازیافت یا همه آنها به صورت پیوسته همراه با تأمین همه منابع مالی موردنیاز، طی فرآیند قانونی انتخاب و قرارداد مربوط را امضا کرده و در این تصویب­ نامه به عنوان «پیمانکار» نیز نامیده می­ شود.

ز ـ بلوک یا محدوده اکتشافی: منطقه جغرافیایی تعریف شده توسط شرکت ملی نفت ایران که به تأیید وزارت نفت رسیده و جهت انجام عملیات اکتشافی نفت انتخاب شده و منطقه قرارداد با طرف دوم قرارداد جهت کشف میدان یا مخزن تجاری می­ باشد.

ژ ـ حداقل تعهدات اکتشافی (Minimum Exploration Obligation) : حداقل عملیات اکتشافی شامل انواع عملیات لازم مانند مطالعات زمین شناسی، ثقل سنجی، لرزه­ نگاری، حفاری، ارزیابی مخازن با هدف کشف میدان یا مخزن تجاری و انجام حداقل هزینه­ های لازم جهت عملیات مذکور در مدت مقرر در قرارداد که توسط طرف دوم قرارداد تعهد می گردد.

س ـ برنامه توسعه (Development Plan (DP)) : برنامه توسعه میدان یا مخزن که در شروع مرحله توسعه اعم از میدان­ ها یا مخزن­ های کشف شده، انجام عملیات بهبود و افزایش ضریب بازیافت میدان­ ها یا مخزن­ های در حال تولید مورد تأیید طرفین قرارداد واقع شده و متناسب با یافته ‎ های جدید در هنگام توسعه و رفتار واقعی میدان یا مخزن در مراحل تولید قابل بازنگری می ‎ باشد.

ش ـ تولید اولیه (First Production) : میزان تولید تعریف شده در برنامه توسعه میدان یا مخزن که در مرحله اول عملیات توسعه میدان/مخزن کشف شده (Green Field) حاصل شده یا میزان تولید اولیه اضافی حاصل از عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت که بر اساس برنامه مربوط حاصل می ‎ گردد.

ص ـ هزینه ‎های مستقیم سرمایه ­ای (Direct Capital Cost(DCC) ): کلیه هزینه ‎ های سرمایه ‎ ای لازم جهت توسعه، بهبود یا افزایش ضریب بازیافت مخزن، از جمله کلیه هزینه ‎ های مدیریتی، مهندسی، حفاری، احداث تمام تأسیسات روزمینی و زیرزمینی لازم برای قابل بهره ­برداری کردن میدان یا مخزن نظیر تأسیسات فرآوری، انتقال، تزریق، تأسیسات فرآیندی و جنبی و راه ­اندازی کلیه واحدها، هزینه انجام شده در مرحله اکتشاف در صورت تجاری بودن میدان و نیز انجام مرمت، بازسازی­ ها و نوسازی­ های لازم در میدان­ ها یا مخزن­ های در حال تولید.

ض ـ هزینه ‎های غیرمستقیم (Indirect Cost(IDC) ): کلیه هزینه ‎ هایی که به دولت، وزارتخانه ­ها و مؤسسات عمومی از جمله شهرداری­ ها از قبیل انواع مالیات ‎ ها، عوارض ‎ ، گمرک و بیمه تأمین اجتماعی پرداخت می­ شود.

تبصره ـ پرداخت مالیات، عوارض و سایر پرداخت­ های قانونی بر عهده و از تکالیف طرف دوم قرارداد و به تبع آن، تسویه حساب با دستگاه ­های ذی­صلاح نیز از تکالیف وی می­ باشد. این پرداخت­ ها بر پایه اعلام مراجع قانونی دریافت­ کننده عیناً به عنوان هزینه­ های غیرمستقیم پذیرفته شده و به ترتیب مقرر در این تصویب­ نامه، در وجه طرف دوم قرارداد بازپرداخت خواهد شد.

ط ـ هزینه تأمین مالی (Cost of Money(CoM) ): هزینه ‎ های تأمین مالی طرف دوم قرارداد به میزان و شرایطی که در قرارداد تعیین می ‎ شود.

ظ ـ هزینه ‎های بهره ­برداری (Operating Costs(Opex) ): کلیه مبالغی که طرف دوم قرارداد طبق قرارداد، برای انجام عملیات بهره ­برداری و بر اساس شرایط مندرج در قرارداد و استانداردهای حسابداری هزینه می­ک ند.

ع ـ دستمزد(Fee ): رقمی که متناسب با هر بشکه تولید اضافی نفت خام ) یا هر هزار فوت مکعب استاندارد اضافی گاز طبیعی همراه) از میدان ‎ ها یا مخزن­ های نفتی یا هر هزار فوت مکعب استاندارد تولید اضافی گاز از میدان ‎ ها یا مخزن­ های گازی و حسب مورد هر بشکه میعانات گازی اضافی، ناشی از عملیات طرف دوم قرارداد تعیین می ‎ شود.

غ ـ خط پایه تخلیه (Depletion Base Line) : عبارت است ازخط یا منحنی فرایند تخلیه میدان یا مخزن با منظور کردن تأسیسات موجود و در حالت عدم اجرای طرح­ های جدید بهبود یا افزایش ضریب بازیافت (EOR,EGR,IOR &IGR) که مورد پذیرش طرف­­ های اول و دوم قرارداد قرار می­ گیرد و به عنوان خط پایه تخلیه در قرارداد تعریف می ­شود.

خط پایه مذکور باید به تأیید شورای عالی مهندسی مخازن نفت برسد. وظایف، ترکیب و نحوه انتخاب اعضا و تصمیم‌ گیری این شورا به پیشنهاد وزیر نفت به تصویب هیأت وزیران خواهد رسید.

ف ـ نفت، گاز یا میعانات گازی اضافی (Incremental Oil, Gas& Condensate) : میزان تولید نفت، گاز یا میعانات گازی از میدان یا مخزن کشف شده (Green Field) یا میزان نفت، گاز یا میعانات گازی تولید شده مازاد بر خط پایه تخلیه از میدان یا مخزن در حال تولید (Brown Field) موضوع قرارداد.

تبصره ـ در مواردی نظیر میدان­ ها یا مخزن­ های گازی در حال تولید و برای عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت حسب مورد میعانات گازی اضافی نسبت به خط پایه تخلیه می­ تواند مبنای محاسبه قرار گیرد.

ق ـ عملیات بهبود ضریب بازیافت

Improved Oil/Gas Recovery (IOR/IGR)) ): مجموعه­ ای از عملیات که منجر به نگهداشت سطح تولید یا بهبود ضریب بازیافت یا سرعت در بهره­ برداری (افزایش نرخ تخلیه) می ­گردد و می­ تواند در همه مراحل تولید در طول عمر میدان یا مخزن حسب مورد انجام شود (از قبیل انجام مطالعات تکمیلی زمین ­شناسی، مهندسی نفت و مخازن، اجرای طرح ­های ژئوفیزیک و لرزه­ نگاری­های سه یا چهار بعدی حسب نیاز، طراحی و اجرای پروژه‏ هایی نظیر حفاری­ های جدید (infill Drilling) ، به کارگیری فناوری­ های پیشرفته حفاری نظیر استفاده از حفاری‏ های چندجانبه و هوشمند، فرازآوری با گاز (Gas Lift) در میدان ­ها یا مخزن­ ها، ایجاد شکاف در مخزن (Fracturing) ، استفاده از پمپ ‏های درون چاهی، بهبود روش ­های حفاری و استفاده حداکثر از حفاری­ های افقی و نظایر آن).

ک ـ عملیات افزایش ضریب بازیافت:

 ـ افزایش ضریب بازیافت نفت (Enhanced Oil Recovery) : به کارگیری انواع فناوری‏ های پیشرفته روز دنیا شامل مطالعات و طراحی روش ­های بهینه مهندسی مخازن و بهره برداری، به کارگیری انواع تزریق­ ها حسب نیاز میدان یا مخزن مانند تزریق گاز، آب، بخار، مواد شیمیایی، پلیمرها، تزریق CO۲ و نظایر آن، کاربرد فناوری ­های تکمیلی در هر مرحله حسب ضرورت و نظایر آن که منجر به افزایش ضریب بازیافت و صیانت از منابع نفت، گاز یا میعانات گازی در طول عمر میدان یا مخزن می­ گردد.

 ـ افزایش ضریب بازیافت گاز (Enhanced Gas Recovery) : به کارگیری انواع فناوری ‏های پیشرفته روز دنیا که منجر به فشارافزایی یا تثبیت فشار مخزن یا میدان و همچنین حداکثر جابه­ جایی ( Displacement ) و در نتیجه افزایش ضریب بازیافت گاز از مخزن یا میدان می ­گردد.

گ ـ منطقه قراردادی (Contract Area ): منطقه جغرافیایی با مختصات معین که در قرارداد برای انجام عملیات موضوع قرارداد تعیین می­ گردد.

ل ـ سقف باز هزینه­ های سرمایه ­ای(Open Capex): انعطاف­ پذیر بودن میزان هزینه­ های سرمایه ­ای نسبت به رفتار و واقعیت های میدان، تحولات واقعی بازار در چارچوب برنامه مالی عملیاتی سالانه تصویب شده و همچنین نیاز به سرمایه‏ گذاری ­های ضروری بعدی جهت بهبود راندمان و بهره­ وری میدان.

م ـ برنامه مالی عملیاتی سالانه: برنامه ­ای که در چارچوب طرح­ های عملیاتی و اصلاحات و بازنگری­ های لازم ناشی از واقعیت‏ های پروژه و رفتار واقعی میدان توسط طرف دوم قرارداد تهیه و به تصویب طرف اول قرارداد می ­رسد. تصویب این برنامه از سوی طرف اول قرارداد نهایی بوده و جهت اجرا به طرف دوم قرارداد ابلاغ می­ گردد. این برنامه شامل جزئیات هزینه‏ ها و عملیات لازم سالانه برای توسعه و بهره برداری می‌باشد.

ماده۲ـ قراردادهای موضوع این تصویب ­نامه به سه دسته تقسیم می ­شوند:

الف ـ دسته اول: قراردادهای اکتشاف و در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری، توسعه میدان یا مخزن و در ادامه، بهره­ برداری از آن به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد می باشد. در این دسته واگذاری عملیات توسعه و بهره ­برداری، به صورت پیوسته با عملیات اکتشاف در صورت کشف میدان یا مخزن تجاری توسط طرف دوم قرارداد و با در نظر گرفتن برنامه های ‌برداشت‌ صیانتی ‌از مخازن ‌نفت‌ و گاز مجاز می­ باشد. در این دسته از قراردادها حداقل تعهدات شرکت­ های پیشنهاد دهنده برای عملیات و سرمایه­ گذاری در محدوده اکتشافی مورد نظر به روشنی تعیین و از سوی طرف دوم قرارداد تعهد می­ شود.

ب ـ دسته دوم: قراردادهای توسعه میدان­ ها یا مخزن­ های کشف شده و در ادامه، بهره ­برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد می­ باشد.

پ ـ دسته سوم: قراردادهای انجام عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت ( EOR/IOR/EGR/IGR ) در میدان ‎ ها یا مخزن­ های در حال بهره­ برداری ( Brown Field ) بر پایه مطالعات مهندسی مخزن و در ادامه، بهره ‎ برداری از آنها به ترتیب و تا مدت مقرر در قرارداد می­ باشد.

ماده۳ـ در تمامی قراردادهایی که بر اساس این تصویب­ نامه منعقد می­ گردند، اصول زیر حاکم می ­باشد:

الف ـ اعمال حق حاکمیت و مالکیت عمومی برکلیه منابع و ذخایر نفت و گاز طبیعی کشور از طریق وزارت نفت به نمایندگی از طرف جمهوری اسلامی ایران.

ب ـ عدم تضمین تعهدات ایجاد شده در قرارداد توسط دولت، بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران و بانک­های دولتی.

پ ـ منوط کردن بازپرداخت کلیه هزینه­ های مستقیم، غیرمستقیم، هزینه ‎ های تأمین مالی و هزینه ­های بهره ‎ برداری و پرداخت دستمزد طبق قرارداد از طریق تخصیص بخشی (به ترتیب مقرر در بند (پ) ماده (۶) این تصویب­نامه) از محصولات اضافی میدان یا عواید حاصل از اجرای قرارداد بر پایه قیمت روز فروش محصول. تشخیص پرداخت به پیمانکار از طریق تحویل محصولِ میدان یامخزن یا عواید آن به جای محصول (تا پایان باز پرداخت/پرداخت مطالبات پیمانکار) با شرکت ملی نفت ایران می­ باشد.

ت ـ کلیه مخاطرات، ریسک­ ها و هزینه ‎ ها در صورت عدم کشف میدان یا مخزن تجاری بر عهده طرف دوم قرارداد می­ باشد.

ریسک­ های عدم دستیابی به اهداف مورد نظر قراردادی یا ناکافی بودن محصول میدان یا مخزن برای استهلاک تعهدات مالی ایجاد شده بر عهده طرف دوم قرارداد می­ باشد.

تبصره ـ در صورت عدم کفایت میزان تولید تخصیص داده شده برای پرداخت یا بازپرداخت مطالبات تأییدشده پیمانکار در دوره قرارداد، هزینه های بازپرداخت نشده و دستمزد متعلقه پرداخت نشده در دوره طولانی ­تری که در قرارداد تعریف خواهد شد، از همان مخزن و در سقف مقرر در بند (پ) ماده (۶) این تصویب­ نامه حسب مورد بازپرداخت یا پرداخت می­ گردد.

ث ـ پذیرش دستمزد متناسب با شرایط هر طرح با هدف تأمین نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار منطقی، جبران ریسک و ایجاد انگیزه برای طرف دوم قرارداد در به کارگیری روش ‎ های بهینه و فناوری­ های نوین و پیشرفته در اکتشاف، توسعه و بهره­ برداری.

ج ـ تعهد طرف دوم قرارداد به برداشت صیانتی از مخازن نفت وگاز در طول دوره قرارداد با به کارگیری فناوری­های نوین و پیشرفته و سرمایه­ گذاری­های لازم از جمله اجرای طرح­ های بهبود یا افزایش ضریب بازیافت متناسب با پیچیدگی­ های میدان یا مخزن.

چ ـ تمام عملیات پیمانکار از تاریخ شروع قرارداد به نام و از طرف کارفرما انجام خواهد شد و کلیه اموال اعم از ساختمان ‎ ها‏، کالاها، تجهیزات، چاه ­ها و تأسیسات سطح­ الارضی و تحت الارضی از همان تاریخ متعلق به کارفرما می ‎ باشد.

ح ـ انجام مطالعات ارزیابی زیست محیطی و رعایت مقررات و ملاحظات ایمنی، بهداشتی، زیست‌­محیطی‌ و اجتماعی در اجرای طرح ­­­ها.

خ ـ در صورت وقوع شرایط فورس­ماژور (قوه قاهره) در هر کدام از دوره‌های توسعه و بهره­ برداری که ممکن است موجب سقوط تعهد، تعلیق یا فسخ قرارداد نیز گردد، تسویه حساب در مورد مطالباتی که پیمانکار طبق قرارداد مستحق دریافت آنها می­ باشد تا زمان رفع شرایط فورس­ماژور معلق گردیده و پس از رفع این شرایط در چارچوب ضوابط قرارداد صورت می‏ پذیرد.

د ـ چنانچه وزارت نفت تصمیم به کاهش سطح تولید به دلیلی جز دلایل فنی مربوط به میدان یا مخزن داشته باشد، اولویت اعمال چنین کاهشی از سطح تولید میدان­ ها یا مخزن­هایی که متعهد به بازپرداخت نیستند، می‏باشد و در صورتی که این تصمیم در مورد میدان یا مخزن موضوع قرارداد اتخاذ شود، نباید در بازپرداخت مطالبات سررسید شده و پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار تاثیر بگذارد.

ماده۴ـ به منظور انتقال و ارتقای فناوری ملی در حوزه عملیات بالادستی نفت و اجرای طرح­‌های بزرگ و توانمندسازی شرکت‌های ایرانی برای اجرای پروژه‌های بزرگ داخلی و نیز حضور در بازارهای منطقه‌ای و بین‌المللی، موارد زیر در قراردادهای موضوع این تصویب­ نامه اعمال می ­گردد:

الف ـ در هر قرارداد بر حسب شرایط شرکت/ شرکت­‌های ایرانی اکتشاف و تولید E&P) ـ ( Exploration&Production که صلاحیت آن­ها طبق ضوابط و شرایطی که وزارت نفت ابلاغ می­کند، به تأیید شرکت ملی نفت ایران می­رسد، به عنوان شریک شرکت یا ‏شرکت‌های معتبر نفتی خارجی حضور دارد/ دارند و با حضور در فرآیند اجرای قرارداد، امکان انتقال و توسعه دانش فنی و مهارت‌های مدیریتی و مهندسی مخزن به آنها میسر می­ گردد. طرف دوم قرارداد موظف به ارایه برنامه انتقال و توسعه فناوری به عنوان بخشی از برنامه مالی عملیاتی سالانه می‌باشد. در هر قرارداد سیاست­های اجرایی و اقدامات عملیاتی برای تحقق مفاد این بند باید به عنوان پیوست فناوری قرارداد آورده شود.

تبصره۱ـ هرگاه شرکت / شرکت­های ایرانی اکتشاف و تولید ( E&P ) صلاحیت­دار ایرانی، به تشخیص وزارت نفت برای بر عهده گرفتن نقش راهبری در اجرای طرح­هایی توانمند شناخته شوند، این شرکت‌ها می‌توانند با انتخاب شریک صاحب صلاحیت خارجی به ترتیبی که وزارت نفت مقرر می‌کند یا به طور مستقل (و در صورت نیاز با انتخاب MC و مشاور معتبر همکار)، به عقد قرارداد با شرکت ملی نفت ایران و اجرای آن با رعایت مفاد این تصویب نامه اقدام نمایند.

تبصره۲ـ طرف دوم قرارداد ملزم به اعمال بندهای انتقال و توسعه فناوری قرارداد اصلی در قراردادهای منعقده با پیمانکاران فرعی خود حسب مورد می‌باشد.

ب ـ طرف دوم قرارداد، ملزم به حداکثر استفاده از توان فنی و مهندسی، تولیدی، صنعتی و اجرایی کشور براساس  قانون حداکثر استفاده از توان تولیدی و خدماتی در تأمین نیازهای کشور و تقویت آنها در امر صادرات و اصلاح ماده (۱۰۴) قانون مالیات­ های مستقیم

ـ مصوب۱۳۹۱ـ و دستورالعمل­ ها و آیین­ نامه ­های مربوط می‌باشد.

پ ـ طرف دوم قرارداد متعهد به استفاده حداکثری از نیروی انسانی داخلی در اجرای قرارداد و ارایه برنامه جامع آموزشی جهت ارتقای کیفی این نیروها و انجام سرمایه‌گذاری‌های لازم در قالب هزینه‌های مستقیم سرمایه­ ای برای انجام برنامه‌های آموزشی و تحقیقاتی از جمله ارتقا و به­ روزرسانی مراکز تحقیقاتی موجود و ایجاد مراکز تحقیقاتی مشترک و یا اجرای طرح‌های تحقیقاتی مشترک مرتبط می­شود.این برنامه‌ها باید متناسب با عملیات (اکتشاف، ارزیابی، توسعه اولیه، توسعه آتی مشتمل بر بهبود تولید و افزایش ضریب بازیافت EGR/ EOR و IGR/IOR) با توافق شرکت ملی نفت ایران در هر مرحله از عمر مخزن با زمان­بندی مشخصِ متناسب در هر قرارداد ارایه شود.

ت ـ در شرکت بهره ­برداری موضوع بند (الف) ماده (۱۱)، سمت­ های مدیریتی، حسب مورد و شرایط مورد توافق که در قرارداد خواهد آمد، چرخشی می­ باشد. در سازمان مدیریتی این شرکت، سمت­ های مدیریت اجرایی به تدریج به اتباع ایرانی واگذار می­ شود تا امکان انتقال دانش فنی و مهارت­ های مدیریتی به طرف ایرانی به خوبی میسر گردد.

ماده۵ ـ قراردادهای موضوع این تصویب­ نامه با رعایت قوانین و مقررات حاکم بر معاملات شرکت ملی نفت ایران و پس از کسب مجوزهای لازم از مراجع ذی­صلاح قانونی در هر مورد توسط شرکت یادشده با طرف دوم قرارداد منعقد می­گردد.

ماده۶ ـ نحوه اجرای قراردادهای موضوع این تصویب­ نامه به شرح زیر می­ باشد:

الف ـ شرکت ملی نفت ایران برای انجام عملیات اکتشافی در یک منطقه قراردادی و عملیات توسعه­ ای متعاقب آن (دسته اول قراردادها)، حداقل تعهدات اکتشافی مورد نظر خود را تعیین و با رعایت قوانین و مقررات مربوط از شرکت­های معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد می ­نماید. برای انجام عملیات توسعه یک میدان یا مخزن کشف شده یا انجام اقدامات به منظور بهبود یا افزایش ضریب بازیافت در یک میدان یا مخزن موجود (دسته­ های دوم و سوم قراردادها) شرکت ملی نفت ایران، با انجام مطالعات مهندسی مخزن یک چارچوب مقدماتی برای توسعه ارایه کرده و از شرکت­ های معتبر و صاحب صلاحیت نفتی دعوت به ارایه پیشنهاد می­ نماید. چنین طرح­ هایی در هر دو دسته قراردادها به عنوان راهنما برای پیشنهاددهندگان بوده و مانع از دریافت و بررسی پیشنهادهای جدید از شرکت­های نفتی نمی­ باشد.

تبصره۱ـ عملیات توسعه میدان یا مخزن یا انجام عملیات بهبود یا افزایش ضریب بازیافت ( EGR /EOR / /IGR IOR) در چارچوب برنامه توسعه به صورت مرحله ­بندی (پلکانی) و برای هر مرحله بر اساس نتایج حاصله از رفتار مخزن در مرحله قبل انجام می­ شود.

تبصره۲ـ تشخیص صلاحیت فنی و مالی شرکت‌های داخلی و خارجی با شرکت ملی نفت ایران خواهد بود.

ب ـ دستمزد پروژه ( Fee )، به یکی از ارزهای مورد قبول بانک مرکزی جمهوری اسلامی ایران به تشخیص وزارت نفت برای هر بشکه نفت اضافی در میدان­ ها یا مخزن­ های نفتی و برای هر هزار فوت مکعب استاندارد گاز یا هر بشکه میعانات گازی اضافی در میدان ­ها یا مخزن ­های گازی می­ باشد.

این دستمزد با توجه به بند (ث) ماده (۳) این تصویب ­نامه، با هدف ایجاد انگیزه‌ برای‌ به کارگیری‌ روش ­های‌ بهینه‌ در اکتشاف‌، توسعه‌، تولید و بهره‌برداری‌ حسب شرایط‌ هر طرح، به صورت تابعی از عواملی نظیر سطح توان تولید هر میدان یا مخزن و نیز رعایت ضرایب ریسک مناطق اکتشافی، شناور بوده و متناسب با قیمت ‎ های بین ­المللی نفت و میعانات گازی و نیز قیمت ­های منطقه یا قراردادی گاز به صورت نقدی یا تحویل محصول تعیین می­ شود و به قیمت روز از شروع تولید اولیه تا پایان دوره قرارداد پرداخت خواهد شد. این دستمزد ( Fee )، یکی از مبانی اصلی تعیین شرکت برنده با رعایت قوانین و مقررات مربوط می­ باشد.

پ ـ دستمزد‌ برای تولید هر بشکه نفت از میدان ‎ ها یا مخزن ­های نفتی یا هر هزار فوت مکعب استاندارد گاز و هر بشکه میعانات گازی از میدان ‎ ها یا مخزن­ های گازی و بازپرداخت‌ هزینه ‎ های مستقیم، هزینه­ های غیرمستقیم و هزینه ­های بهره ‏برداری به همراه هزینه‌های تأمین مالی متعلقه براساس قرارداد حسب مورد ‌ جهت‌ اجرای‌ طرح‌ از محل حداکثر پنجاه درصد از نفت خام یا میعانات گازی تولیدی اضافی و تا هفتاد و پنج درصداز گاز طبیعی اضافی و دیگر محصولات و یا عواید آنها بر پایه‌ قیمت‌ روز فروش ‌محصول‌ پس از رسیدن به تولید اولیه انجام می­شود. پایان دوره قرارداد مانع از بازپرداخت هزینه ‎ های باقیمانده، با شرایط مندرج در قرارداد نمی­ گردد.  

تبصره ـ در صورتی که بخشی از محصولات میدان­ های موضوع قرارداد که باید صرف بازپرداخت تعهدات یا پرداخت دستمزد به طرف دوم قرارداد شود، به تشخیص وزیر نفت برای مصرف در بازار داخل مورد نیاز باشد، شرکت ملی نفت ایران مجاز است نسبت به معاوضه ( swap ) آن­ها اقدام نماید.

ت ـ در طرف دوم قرارداد، هیچ یک از اشخاص طرف قرارداد مجاز به واگذاری ( Assignment ) تمام یا بخشی از سهم / سهام (انتقال حقوق و تعهدات) خود در قرارداد به اشخاص دیگر، بدون موافقت شرکت ملی نفت ایران نخواهند بود.

ماده۷ـ در قراردادهای موضوع این تصویب­ نامه وزارت نفت مجاز است دوره قرارداد را متناسب با زمان مورد نیاز اجرای طرح­ ها و حداکثر به مدت بیست سال از تاریخ شروع عملیات توسعه در نظر بگیرد. دوره مزبور در صورت اجرای طرح­ های افزایش ضریب بازیافت مخازن و یا افزایش تولید ( /EGR EOR / IOR/IGR )، متناسب با نیازهای عملیاتی و اقتصادی هر طرح تا مدت پنج سال قابل تمدید می­ باشد. در مورد طرح‏های پیوسته اکتشاف ـ توسعه و بهره­برداری، دوره اکتشاف حسب مورد به دوره یادشده قرارداد اضافه می­ گردد.

ماده۸ ـ نحوه هزینه ­کرد برای رسیدن به اهداف قراردادی مطابق موارد زیر می­ باشد:

الف ـ هزینه­ های عملیات اکتشافی یا توصیفی با استفاده از اصل حداقل تعهدات اکتشافی یا توصیفی در فرآیند تعیین طرف دوم قرارداد تعریف و تعیین می­ شود.

ب ـ هزینه­ ها و شرح کار عملیات اکتشافی یا توصیفی، توسعه و بهره­ برداری، حسب مورد بر اساس برنامه مالی عملیاتی سالیانه مصوب جهت تحقق اهداف نهایی طرح متناسب با شرایط و رفتار مخزن با توافق طرفین قرارداد تعیین می ­شود.

پ ـ در هر قرارداد طرف دوم عملیات خود را در چارچوب فرایندهای منضم به قرارداد انجام می­ دهد.

ت ـ در هر قرارداد کارگروه مشترک مدیریت قرارداد تشکیل می­شود که نظارت بر کلیه عملیات طرح را بر عهده داشته و تصمیمات فنی، مالی و حقوقی در چارچوب قرارداد، واگذاری پیمان­ های دست دوم و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه را اتخاذ می­ن ماید. مسئولیت اجرای عملیات در چارچوب برنامه مالی عملیاتی مصوب بر عهده طرف دوم قرارداد می­ باشد. این کارگروه از تعداد مساوی نمایندگان طرف­های اول و دوم قرارداد با حق رای مساوی تشکیل می­گردد. تصمیمات این کارگروه به اتفاق آرا می­باشد و باید به تأیید مقام مجاز در شرکت ملی نفت ایران برسد.

ث ـ تمام عملیات اجرایی طرف دوم در چارچوب برآورد کلی طرح و نیز برنامه مالی عملیاتی سالانه مصوب و با مسئولیت و ریسک وی به انجام می ‎ رسد. اجرای این عملیات پس از تصویب کارگروه مشترک مدیریت و تأیید کارفرما، در چارچوب فرایندهای عملیاتی منضم به قرارداد و حسب مورد به شرکت ‎ های صاحب صلاحیت واگذار می­شود. این نوع از قرارداد به لحاظ ماهیت آن سقف هزینه ثابت در هنگام انعقاد قرارداد نداشته و سقف باز هزینه­های سرمایه­ای Open Capex) ) است و ارقام ابتدایی صرفاً جنبه برآوردی و پیش ‎ بینی دارد، هزینه های واقعی تأیید شده براساس برنامه­ های مالی عملیاتی سالانه که منطبق با رفتار میدان و شرایط بازار مصوب می­شود، به حساب طرح منظور می­ گردد.     

ج ـ انجام تمامی اقدامات مندرج در قرارداد (به جز مدیریت مجموعه پیمان و انجام مطالعات مهندسی مخزن) به پیمانکاران و سازندگان صاحب صلاحیت واگذار می‏گردد. انتخاب این پیمانکاران فرعی یا دست دوم طبق شیوه­ نامه­ ای که منضم به قرارداد است، توسط پیمانکار انجام و به ترتیب مقرر در بند (ت) همین ماده به تأیید کارفرما می ­رسد.

تبصره ـ انجام مطالعات مهندسی مخزن و هزینه ‎ های انجام این عملیات از سوی طرف دوم قرارداد به ترتیبی که درقرارداد توافق خواهد شد، قابل پذیرش بوده و به عنوان هزینه­های مستقیم منظور می­ گردند.

ماده۹ـ تمام هزینه ­های مستقیم، هزینه­ های غیرمستقیم، هزینه­ های تأمین مالی متعلقه بر اساس قرارداد (حسب مورد) و هزینه­ های بهره ­برداری طرح اعم از عملیات اکتشافی، توسعه­ ای، طرح‏های بهبود یا افزایش ضریب بازیافت از ابتدا تا انتها توسط پیمانکار تأمین و به موقع پرداخت می­ گردد.

ماده ۱۰ ـ نحوه بازپرداخت هزینه ­ها به شرح زیر می­ باشد:

الف ـ از زمان رسیدن میدان یا مخزن به تولید اولیه یا اضافی، به ترتیب توافق شده در مورد میدان ­ها یا مخزن­ های کشف شده و میدان ­ها یا مخزن­ های در حال تولید، بازپرداخت هزینه ‎ های مستقیم سرمایه ‏ای، هزینه­ های غیرمستقیم و هزینه­ های تأمین مالی قراردادی (حسب مورد) طبق دوره تعیین شده در قرارداد، محاسبه، تقسیط و بازپرداخت می­ شود.

ب ـ هزینه­ های بهره­ برداری و هزینه­ های غیرمستقیم دوره بهره ­برداری از شروع تولید اولیه به صورت جاری محاسبه و بازپرداخت می­ گردد. همچنین پرداخت دستمزد متعلقه به پیمانکار نیز طبق شرایط مندرج در قرارداد از همان زمان آغاز می­ شود.

پ ـ کلیه پرداخت ­ های مندرج در بندهای (الف) و (ب) این ماده از محل منابع موضوع بند (پ) ماده (۶) از محصولات یا عواید حاصل از تولیدات مخزن یا میدان موضوع قرارداد، به قیمت روز یا به صورت نقدی در سررسیدها به پیمانکار تحویل یا پرداخت می­ شود.

ماده۱۱ـ بهره ­برداری از طرح­ های قراردادهای موضوع این تصویب­ نامه مطابق بندهای زیر می­ باشد:

الف ـ از زمان شروع بهره ­برداری در مورد طرح­ های توسعه میدان­ های کشف شده یا به نتیجه رسیدن تولید اضافی ناشی از عملیات پیمانکار در طرح­های بهبود ( /IGR IOR) یا افزایش ضریب بازیافت ( /EGR EOR)، تولید و بهره ­برداری از تأسیسات به نحوی که در قرارداد توافق می ­شود، با حفظ مسئولیت­ های طرف دوم قرارداد، توسط شرکتی ایرانی (که از نظر صلاحیت حرفه­ ای به تأیید کارفرما می­ رسد)، انجام می­ گردد.

تبصره ـ در مورد میدان­ ها یا مخزن­ های در حال تولید و بهره­ برداری، در صورتی که طرف اول برای مرحله بهره­ برداری، انجام عملیات بهره ­برداری را با مشارکت یکی از شرکت­های تابعه خود ضروری دانسته و این موضوع به تأیید وزارت نفت نیز برسد، بین طرف دوم قرارداد و شرکت تابعه شرکت ملی نفت ایران یک موافقتنامه عملیاتی مشترک امضا می­ شود. این عملیات با حفظ مسئولیت پشتیبانی و نظارت کامل فنی، مالی، حقوقی و تخصصی طرف دوم قرارداد، همراه با تأمین تجهیزات، قطعات و مواد مصرفی لازم توسط وی، به صورت مشترک انجام می­ شود. شرکت تابعه ذی­ربط موظف است در بهره­ برداری از تأسیسات موضوع قرارداد، کلیه دستورالعمل­ های فنی، حرفه ­ای و برنامه­ های عملیاتی طرف دوم قرارداد را که به تأیید شرکت ملی نفت ایران رسیده است، رعایت و اجرا نماید.

ب ـ هزینه­ های بهره­ برداری براساس برنامه مالی عملیاتی سالانه تعیین و توسط پیمانکار پرداخت و از محل منابع ناشی از تولید نفت، گاز یا میعانات گازی و دیگر محصولات تولیدی میدان یا مخزن به ترتیب مقرر در این تصویب­ نامه بازپرداخت می‏ گردد.

پ ـ پیمانکار در دوره بهره­ برداری ضمن این که موظف به انجام تعهدات خود به موجب قرارداد توسعه، بهبود یا افزایش ضریب بازیافت میدان یا مخزن می ‎ باشد، مکلف است با توجه به اطلاعاتی که از حضور در بهره ‎ برداری میدان کسب می‏ کند و در پی آن با انجام مطالعات لازم برای اصلاح طرح توسعه و در صورت نیاز، به ارایه پیشنهاد طرح ­های اصلاحی با هدف حفظ ظرفیت، بهبود یا افزایش بازیافت نفت یا گاز از میدان یا مخزن بپردازد. در صورتی که کارفرما این طرح­ ها را تصویب نماید، با اعمال همان روش­ ها و شیوه ­ها و شرایط موجود در قرارداد اصلی این طرح­ ها نیز با انجام اصلاحات در برآورد هزینه­ ها، زمان‏بندی قرارداد، دستمزد مربوط و نیز با منظور نمودن هزینه ‎ های مربوط در برنامه مالی عملیاتی سالانه طرح به اجرا در می­ آید.

ت ـ در جریان بهره­ برداری، هرگونه اجرای طرح جدید در منطقه قراردادی باید به تصویب کارفرما برسد و طرف دوم قرارداد طبق قرارداد موظف به بهره­ برداری با بهترین شیوه­ های متعارف کار در صنعت جهانی نفت با تشخیص وزارت نفت از کلیه تأسیساتی است که طبق مقررات همین ماده برای بهره ­برداری در اختیار وی قرار می­ گیرد.

ث ـ نفت، گاز یا میعانات گازی ودیگر مواد موجود در مخازن موضوع قرارداد کلا متعلق به جمهوری اسلامی ایران و نفت، گاز یا میعانات گازی و نیز هرگونه فرآورده جانبی حاصله از تولید کلاً متعلق به کارفرما می­ باشد.

ج ـ در صورت نیاز به انجام تعمیرات اساسی تجهیزات یا ورود مجدد به چاه ­ها و انجام تعمیرات در آنها ( Over Work ) یا هر‏گونه عملیات مربوط به حفظ و نگهداری تجهیزات و تأسیسات، این عملیات با مجوز کارفرما توسط و با هزینه طرف دوم قرارداد انجام شده و بازپرداخت آن از محل درآمدهای حاصل از نفت اضافی تولیدی میدان یا مخزن به علاوه هزینه تأمین مالی به میزان توافق شده در قرارداد بازپرداخت می­ گردد.

ماده ۱۲ ـ به شرکت ملی نفت ایران اجازه داده می­ شود در صورت ضرورت پس از اخذ مجوز موردی از وزیر نفت، با رعایت ماده (۱) (جز بند (ظ) این ماده)، ماده (۳) (جز بند (ث) این ماده) تبصره (۲) بند (الف) و بندهای (ب) و (پ) ماده (۴)، ماده (۵)، تبصره ذیل بند (پ) ماده (۶) و مواد (۸)، (۹) و (۱۰) نسبت به عقد قرارداد بیع متقابل برای توسعه میدان یا مخزن کشف شده و توسعه نیافته اقدام نماید. در این قراردادها شرکت ملی نفت ایران مجاز است با رعایت مفاد بند (پ) ماده (۶) نسبت به بازپرداخت هزینه ‎ های مستقیم، هزینه ­های غیرمستقیم به همراه هزینه‌های تأمین مالی و نیز پرداخت حق ‏الزحمه ( Remuneration ) متعلقه به طرف دوم قرارداد به روال معمول در قراردادهای منعقده مشابه، در جدول زمانی توافق شده در قرارداد اقدام نماید.

ماده۱۳ـ پیش از تحویل اطلاعات مخازن نفت و گاز به شرکت‌های طرف مذاکره با شرکت ملی نفت ایران و یا شرکت­ هایی که مایل به حضور در مناقصه‌های مربوط به اجرای طرح‌های موضوع این تصویب­ نامه می­ باشند (و صلاحیت اولیه ایشان به تأیید شرکت ملی نفت ایران رسیده)، این شرکت­ ها باید، سند رازداری و حفظ محرمانگی ( Confidentiality Agreement ) این اطلاعات را به امضا برسانند و طی آن متعهد شوند که مدیران، کارکنان، کارشناسان و دیگر افراد ذیربط شرکت امضاکننده سند مذکور و نیز شرکت ­های تابعه آن­ که حسب ضرورت باید بدین اطلاعات دسترسی داشته باشند، اطلاعات دریافتی را مطابق با مفاد سند یادشده به شکل کاملاً محرمانه نگاه خواهند داشت و بدون مجوز شرکت ملی نفت ایران (و ترتیباتی که در سند یاد شده مشخص می‌شود)، این اطلاعات را در اختیار هیچ شخص ثالثی قرار نخواهند داد وهرگاه مشخص شود که این اطلاعات به صورت غیرمجاز در اختیار اشخاصی قرار گرفته، طرف مقابل در برابر شرکت ملی نفت ایران، ملزم به جبران خسارات ناشی از عدم انجام تعهدات موضوع سند رازداری و حفظ محرمانگی خواهد بود.

ماده۱۴ـ در تنظیم متن هر قرارداد و پیوست­ های آن ، علاوه بر مراعات مواردی که به صراحت در این تصویب­ نامه بدان­ ها اشاره شده، باید حقوق، تعهدات و مسئولیت­ های طرفین قرارداد در زمینه­ های مختلف مانند فرآیند حسابداری و حسابرسی، روش انجام پرداخت یا باز پرداخت مالی، بازرسی فنی، تعمیر و نگهداری، روش ­های اندازه گیری تولید، آموزش نیروی انسانی، سلامت، ایمنی و محیط زیست، واردات و صادرات، بیمه، محرمانگی، شرایط خاتمه و فسخ قرارداد، فورس ماژور، رهاسازی منطقه قراردادی، نحوه حل و فصل اختلافات و زبان قرارداد نیز به روشنی در متون یاد شده تعریف و مشخص گردد.

ماده۱۵ـ قراردادهایی مشمول مقررات این تصویب­ نامه می­باشند که به طور مشخص مسوولیت عملکرد مخزن در دوره بهره‏ برداری و به تبع آن بازپرداخت هزینه­ های طرف دوم قرارداد و پرداخت دستمزد و حق‌الزحمه به طرف دوم قرارداد منوط به میزان موفقیت وی در تولید نفت و گاز می‌شود. لذا قراردادهایی که حسب نیازها و ضرورت­ های عملیاتی توسط شرکت ملی نفت ایران برای اکتشاف، نگهداشت تولید و یا دیگر عملیات نفتی که منجر به توسعه میدان­ ها یا مخزن­ ها و یا افزایش بازیافت از مخازن با شرکت­های خدمات نفتی OSC (مانند شرکت های حفاری) و یا پیمانکاران ساخت و نصب (EPC/E&C) و دیگر عرضه­ کنندگان کالاها و خدمات مورد نیاز منعقد می­ شود (اعم از این که پرداخت­ های به ایشان به صورت نقدی و یا همراه با تأمین مالی مانند قراردادهای EPCF باشد)، کماکان تابع مقررات مربوط به خود بوده و مشمول این تصویب نامه نمی ­باشند.

ماده۱۶ـ این تصویب­ نامه جایگزین تصویب­ نامه شماره ۱۰۴۰۸۹/ت۵۲۴۴۵هـ مورخ ۱۱/۸/۱۳۹۴ می­ شود.»