Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья
Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 20.09.2019 № 639 "Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья"
Текст — по данным ИПС «Законодательство России». Проверено 23.09.2026 13:37. Скачать .doc · Печать
- Приложения
- Приложение 1. УТВЕРЖДЕНЫ приказом Минприроды России от 20 сентября 2019 г. № 639 · Приложение № 1 к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углевод · Приложение № 2 к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углевод · Приложение № 3 к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углевод · Приложение № 4 к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углевод · Приложение № 5 к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений УВС
МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
Москва
20 сентября 2019 г. № 639
Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья
Зарегистрирован Минюстом России 2 октября 2019 г.
Регистрационный № 56103
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-I "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, № 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 10, ст. 823; 1999, № 7, ст. 879; 2000, № 2, ст. 141; 2001, № 21, ст. 2061; № 33, ст. 3429; 2002, № 22, ст. 2026; 2003, № 23, ст. 2174; 2004, № 27, ст. 2711; № 35, ст. 3607; 2006, № 17, ст. 1778; № 44, ст. 4538; 2007, № 27, ст. 3213; № 49, ст. 6056; 2008, № 18, ст. 1941; № 29, ст. 3418; № 29, ст. 3420; № 30, ст. 3616; 2009, № 1, ст. 17; № 29, ст. 3601; № 52, ст. 6450; 2010, № 21, ст. 2527; № 31, ст. 4155; 2011, № 15, ст. 2018; № 15, ст. 2025; № 30, ст. 4567; № 30, ст. 4570; № 30, ст. 4572; № 30, ст. 4590; № 48, ст. 6732; № 49, ст. 7042; № 50, ст. 7343; № 50, ст. 7359; 2012, № 25, ст. 3264; № 31, ст. 4322; № 53, ст. 7648; 2013, № 19, ст. 2312; № 30, ст. 4060; № 30, ст. 4061; № 52, ст. 6961; № 52, ст. 6973; 2014, № 26, ст. 3377; № 30, ст. 4261; № 30, ст. 4262; № 48, ст. 6647; 2015, № 1, ст. 11; № 1, ст. 12; № 1, ст. 52; № 27, ст. 3996; № 29, ст. 4350; № 29 ст. 4359; 2016, № 15, ст. 2066; № 27, ст. 4212; 2017, № 31, ст. 4737; № 40, ст. 5750; 2018, № 23, ст. 3229; № 32, ст. 5135), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2015 г. № 1219 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, № 47, ст. 6586; 2016, № 2, ст. 325; № 25, ст. 3811; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816; № 38, ст. 5564; № 39, ст. 5658; № 49, ст. 6904; 2017, № 42, ст. 6163; 2018, № 26, ст. 3866; № 27, ст. 4077; № 30, ст. 4735; № 45, ст. 6949; № 46, ст. 7056; № 52, ст. 8274; 2019, № 19, ст. 2301; № 24, ст. 3095; № 29, ст. 4027; № 32, ст. 4723), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. № 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 26, ст. 2669; 2006, № 25, ст. 2723; 2008, № 22, ст. 2581; № 42, ст. 4825; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 38, ст. 4489; 2010, № 26, ст. 3350; 2011, № 14, ст. 1935; 2013, № 10, ст. 1027; № 28, ст. 3832; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 123; № 9, ст. 922; 2015, № 2, ст. 491; 2016, № 2, ст. 325; № 2, ст. 351; № 13, ст. 1829; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816), приказываю:
Исполняющий обязанности
Министра природных ресурсов
и экологии Российской Федерации Д.Г.Храмов
1. Утвердить прилагаемые Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (далее - Правила).#❝
2. Признать утратившими силу:#❝
главу II "Требования к структуре проекта пробной эксплуатации месторождения (залежи), технологической схемы опытно-промышленной разработки месторождения, залежей или участков залежей технологической схемы разработки и технологического проекта разработки" Требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 8 июля 2010 г. № 254 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 17 сентября 2010 г., регистрационный № 18468);#❝
приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 15 июля 2011 г. № 631 "О внесении изменения в Требования к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, утвержденные приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 8 июля 2010 г. № 254" (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 1 сентября 2011 г., регистрационный № 21725);#❝
приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 9 апреля 2012 г. № 94 "О внесении изменения в Требования к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, утвержденные приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 8 июля 2010 г. № 254 "Об утверждении требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья" (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 14 мая 2012 г., регистрационный № 24138).#❝
3. Установить, что положения главы III "Требования к оформлению проектной документации" Требований к структуре и оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, утвержденных приказом Минприроды России от 8 июля 2010 г. № 254 (зарегистрирован в Минюсте России 17 сентября 2010 г., регистрационный № 18468), не применяются к проектной документации на разработку месторождений углеводородного сырья, предусмотренной настоящими Правилами.#❝
УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минприроды России
от 20 сентября 2019 г. № 639#❝
I. Общие положения#❝
1.1. Настоящие Правила разработаны в соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-I "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, № 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 10, ст. 823; 1999, № 7, ст. 879; 2000, № 2, ст. 141; 2001, № 21, ст. 2061; № 33, ст. 3429; 2002, № 22, ст. 2026; 2003, № 23, ст. 2174; 2004, № 27, ст. 2711; № 35, ст. 3607; 2006, № 17, ст. 1778; № 44, ст. 4538; 2007, № 27, ст. 3213; № 49, ст. 6056; 2008, № 18, ст. 1941; № 29, ст. 3418; № 29, ст. 3420; № 30, ст. 3616; 2009, № 1, ст. 17; № 29, ст. 3601; № 52, ст. 6450; 2010, № 21, ст. 2527; № 31, ст. 4155; 2011, № 15, ст. 2018; № 15, ст. 2025; № 30, ст. 4567; № 30, ст. 4570; № 30, ст. 4572; № 30, ст. 4590; № 48, ст. 6732; № 49, ст. 7042; № 50, ст. 7343; № 50, ст. 7359; 2012, № 25, ст. 3264; № 31, ст. 4322; № 53, ст. 7648; 2013, № 19, ст. 2312; № 30, ст. 4060; № 30, ст. 4061; № 52, ст. 6961; № 52, ст. 6973; 2014, № 26, ст. 3377; № 30, ст. 4261; № 30, ст. 4262; № 48, ст. 6647; 2015, № 1, ст. 11; № 1, ст. 12; № 1, ст. 52; № 27, ст. 3996; № 29, ст. 4350; № 29 ст. 4359; 2016, № 15, ст. 2066; № 27, ст. 4212; 2017, № 31, ст. 4737; № 40, ст. 5750; 2018, № 23, ст. 3229; № 32, ст. 5135) (далее - Закон Российской Федерации "О недрах"), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2015 г. № 1219 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2015, № 47, ст. 6586; 2016, № 2, ст. 325; № 25, ст. 3811; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816; № 38, ст. 5564; № 39, ст. 5658; № 49, ст. 6904; 2017, № 42, ст. 6163; 2018, № 26, ст. 3866; № 27, ст. 4077; № 30, ст. 4735; № 45, ст. 6949; № 46, ст. 7056; № 52, ст. 8274; 2019, № 19, ст. 2301; № 24, ст. 3095; № 29, ст. 4027; № 32, ст. 4723), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. № 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 26, ст. 2669; 2006, № 25, ст. 2723; 2008, № 22, ст. 2581; № 42, ст. 4825; № 46, ст. 5337; 2009, № 6, ст. 738; № 33, ст. 4081; № 38, ст. 4489; 2010, № 26, ст. 3350; 2011, № 14, ст. 1935; 2013, № 10, ст. 1027; № 28, ст. 3832; № 45, ст. 5822; 2014, № 2, ст. 123; № 9, ст. 922; 2015, № 2, ст. 491; 2016, № 2, ст. 325; № 2, ст. 351; № 13, ст. 1829; № 28, ст. 4741; № 29, ст. 4816).#❝
1.2. Настоящие Правила устанавливают требования к составу и содержанию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (далее - УВС), расположенных на территории Российской Федерации, во внутренних морских водах, в территориальном море, на континентальном шельфе Российской Федерации, в исключительной экономической зоне, на участках недр, расположенных в Черном и Азовском морях, в пределах которых Российская Федерация осуществляет суверенитет, суверенные права или юрисдикцию в связи с принятием в Российскую Федерацию Республики Крым и образованием в составе Российской Федерации новых субъектов - Республики Крым и города федерального значения Севастополя, в российской части (российском секторе) дна Каспийского моря, и Мировом океане, и предназначены для использования Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами, пользователями недр, иными органами и организациями.#❝
II. Общие требования к подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья#❝
2.1. Техническими проектами разработки месторождений УВС являются проектные технические документы (далее - ПТД), включающие: проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) (далее - ППЭ) и дополнение к нему (далее - ДППЭ), технологическую схему разработки месторождения (далее - TCP) и дополнение к ней (далее - ДТСР), технологический проект разработки месторождения (далее - ТПР) и дополнение к нему (далее - ДТПР), составленные на геологические запасы, прошедшие государственную экспертизу запасов полезных ископаемых, либо на геологические запасы, представленные на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых совместно с ПТД.#❝
2.2. Проектные решения основываются на имеющейся у недропользователя геологической информации о недрах, на результатах расчетов технологических и экономических показателей разработки месторождений.#❝
2.3. Исходная информация для составления ПТД на разработку месторождений:#❝
в) протоколы ранее согласованных ПТД комиссией, создаваемой Федеральным агентством по недропользованию в соответствии с пунктом 5 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 10, ст. 1100; 2011, № 32, ст. 4846; 2014, № 14, ст. 1648; 2015, № 2, ст. 480; № 44, ст. 6128; № 52, ст. 7618; 2016, № 8, ст 1134; № 22, ст. 3233; 2016, № 51, ст. 7388; 2018, № 33, ст. 5423; 2019, № 18, ст. 2253) (далее - постановление Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118);#❝
г) результаты сейсмических, геофизических, гидродинамических (газодинамических) и промысловых исследований скважин и пластов;#❝
е) последний отчет по подсчету запасов УВС, прошедший государственную экспертизу запасов полезных ископаемых в соответствии со статьей 29 Закона Российской Федерации "О недрах" (далее - государственная экспертиза запасов полезных ископаемых), и протокол об утверждении Федеральным агентством по недропользованию в порядке, установленном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, № 8, ст. 651; 2006, № 32, ст. 3570; 2007, № 5, ст. 663; 2009, № 18, ст. 2248; 2014, № 6, ст. 594; 2015, № 50, ст. 7171; 2016, № 8, ст. 1133; 2018, № 33, ст. 5423) (далее - постановление Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69), заключения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в отношении указанного отчета;#❝
ж) ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения, в том числе: справка по добыче нефти, газа и конденсата по объектам (пластам) месторождения на дату составления ПТД с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати), справка по использованию попутного нефтяного газа (далее - ПНГ) и мероприятиях по увеличению процента использования ПНГ до 95% с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати);#❝
к) гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетнемерзлых пород;#❝
л) информация для проведения технико-экономических расчетов, в том числе: калькуляция себестоимости добычи УВС с выделением статей по направлениям затрат (на дату начала расчетов) с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати), справка о средней стоимости работ по бурению скважин (вертикальных скважин, горизонтальных скважин, боковых горизонтальных стволов, боковых стволов), промысловому обустройству, применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов (включая гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны), изоляционным работам (включая ремонтно-изоляционные работы, ликвидация заколонных перетоков) с подписью ответственного лица и печатью предприятия (при наличии печати);#❝
III. Технические проекты разработки месторождений углеводородного сырья#❝
3.1.1. ППЭ и ДППЭ составляются на стадии разведки для месторождения (залежи) с целью получения информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, в том числе с использованием различных технологий интенсификации добычи УВС, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленной разработке.#❝
3.1.2. ППЭ или ДППЭ для крупных и уникальных месторождений могут составляться по части месторождения (залежи) в пределах отдельного лицензионного участка, при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков в пределах одного месторождения.#❝
3.1.3. В ППЭ и ДППЭ выделяются участки пробной эксплуатации в пределах категории запасов С1 + С2. Недропользователь имеет право осуществлять бурение и добычу УВС из разведочных и эксплуатационных скважин (согласно решениям ППЭ) в границах запасов категории С2 при условии представления результатов пробной эксплуатации, обосновывающих геологических материалов и документов для проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов до конца года, в котором начата добыча. Изменения категории запасов и их количество учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых (далее - ГБЗ) по состоянию на 1 января года, следующего за годом внесения оперативных изменений.#❝
3.1.4. ППЭ утверждается на следующие сроки, начиная с года начала его реализации:#❝
в) семь лет - для крупных и уникальных месторождений, а также для морских месторождений вне зависимости от категории месторождения.#❝
При наличии пяти и более эксплуатационных объектов (далее - ЭО) для мелких и очень мелких месторождений, срок ППЭ или ДППЭ может увеличиться до пяти лет, для средних месторождений - до 7 лет.#❝
Сроки пробной эксплуатации месторождения (залежи), в случае необходимости проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий технологии разработки, могут быть дополнительно продлены на срок, не превышающий три года, путем подготовки и согласования ДППЭ в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118.#❝
3.1.5. ППЭ или ДППЭ могут представляться недропользователем в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69, и для согласования ППЭ в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, как отдельно, так и одновременно с документами и материалами по оперативному изменению состояния запасов углеводородного сырья по результатам геолого-разведочных работ и переоценки этих запасов. Одновременно с ППЭ или ДППЭ в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (исключая ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.#❝
3.1.6. В ППЭ и ДППЭ представляется один вариант разработки с вовлечением запасов категории C1 + С2 для перспективного планирования обустройства месторождения, объемов буровых и строительных работ. Для этого варианта рассчитываются технико-экономические показатели до конца расчетного периода.#❝
3.1.7. ППЭ и ДППЭ должны включать программу научно-исследовательских работ и доразведки месторождения, обеспечивающую получение всей необходимой информации для выполнения подсчета запасов и составления TCP. По результатам реализации программы проводятся исследования и устанавливаются данные:#❝
а) литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и разрезу;#❝
в) гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежи, форма и размеры залежи;#❝
г) общая эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтегазоносности;#❝
е) фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов (в том числе: пористость, проницаемость, параметры трещин для трещиноватых коллекторов);#❝
з) начальные значения нефтегазонасыщенности пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;#❝
к) гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилегающих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);#❝
л) состав и физико-химические свойства пластовой нефти (в том числе: давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);#❝
м) состав и физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы);#❝
н) компонентный состав и физико-химические свойства газа в пластовых и стандартных условиях (в том числе: плотность по воздуху, сжимаемость);#❝
о) компонентный состав и физико-химические свойства конденсата (давление начала конденсации, усадка нестабильного конденсата, пластовые изотермы конденсации, зависимость выхода конденсата от давления, давление максимальной конденсации, потенциальное содержание конденсата С5+ в пластовом газе, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, содержание парафинов, смол и серы);#❝
п) физико-химические свойства пластовых вод (в том числе: плотность, вязкость, наличие примесей, температура);#❝
с) зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;#❝
т) относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды, значения капиллярного давления и остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти рабочими вытесняющими агентами;#❝
3.1.8. ДППЭ составляется по данным разведочного и эксплуатационного бурения в случае:#❝
а) изменения границ месторождения или участков пробной эксплуатации на залежах, выделенных в последнем утвержденном ПТД в связи с уточнением представлений о геологическом строении месторождения или залежей;#❝
3.1.9. В случае отсутствия необходимых исходных данных в ППЭ и дополнения к нему могут не включаться следующие разделы отчета:#❝
3.1.10. Для газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и морских месторождений, ввиду особенностей их разработки, напрямую увязанных с полномасштабной системой обустройства, проектирование может начинаться с TCP. В случае, если проектирование разработки газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и морских месторождений начинается с TCP, все данные, предусмотренные пунктом 3.1.7 настоящих Правил, определяются на этапе разведки.#❝
3.2.1. TCP и ДТСР являются ПТД, определяющими систему разработки месторождения с начала промышленной разработки на период разбуривания эксплуатационного фонда скважин.#❝
3.2.2. TCP, а также документы и материалы по подсчету запасов УВС, на основании которых подготовлена TCP, представляются недропользователем одновременно в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69, и для согласования TCP в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118. Одновременно с TCP в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (исключая ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.#❝
3.2.3. Для крупных и уникальных месторождений УВС допускается составление TCP и ДТСР для одного или нескольких ЭО, разрабатываемых с использованием общей системы сбора и подготовки продукции.#❝
3.2.4. Допускается составление единых TCP и ДТСР для группы месторождений УВС с общей системой сбора и подготовки продукции с разделением показателей разработки по месторождениям. Проектные решения и показатели разработки месторождения в ПТД планируются до конца разработки.#❝
3.2.5. В случае, когда часть месторождения выходит за пределы участка недр, предоставленного в пользование на основании лицензии на пользование недрами (далее - лицензионного участка), и находится в нераспределенном фонде недр или предоставлена в пользование на основании лицензий другому(им) недропользователю(ям), TCP и ДТСР составляются для месторождения в целом с разделением технологических показателей разработки по лицензионным участкам всех недропользователей, а также для части месторождения, находящейся в нераспределенном фонде недр.#❝
3.2.6. ДТСР для крупных и уникальных месторождений могут составляться по отдельному лицензионному участку, при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков. Технологические показатели разработки в TCP и ДТСР рассчитываются до конца срока разработки.#❝
3.2.7. Основные задачи TCP и ДТСР:#❝
б) создание трехмерной гидродинамической модели (далее - ГДМ) месторождения на основе выполненной при подсчете запасов геологической модели;#❝
3.2.8. В TCP и ДТСР обосновываются мероприятия по повышению коэффициентов извлечения УВС на основе анализа эффективности применения гидродинамических, физико-химических, газовых, тепловых и иных методов увеличения нефте- и (или) газо- и (или) конденсатоотдачи, рекомендуются мероприятия по достижению установленного норматива использования ПНГ.#❝
3.2.9. Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС, обоснованные в TCP и ДТСР, проходят государственную экспертизу запасов полезных ископаемых с постановкой на ГБЗ.#❝
3.2.10. В случае, если первым техническим документом на разработку месторождения является TCP, то прогнозные годы нумеруются порядковыми числительными начиная с первого года. Первым прогнозным годом считается год, в котором будет начата добыча УВС, согласно данной TCP и условий пользования недрами.#❝
3.2.11. При необходимости опробования и внедрения технологии разработки новой для данных геолого-физических условий, а также для крупных и уникальных месторождений УВС, недостаточно разведанных и (или) со сложным геологическим строением, в составе TCP и дополнений к ним допускается выделение участка (участков) опытно-промышленной разработки (далее - ОПР). Технологические и технико-экономические показатели разработки для этого участка (участков) рассчитываются отдельно. Срок проведения ОПР для утвержденной технологии не превышает 7 (семи) лет, уровни добычи в этот период по участку (участкам) ОПР не регламентируются и не учитываются в суммарном уровне добычи, утвержденном по месторождению.#❝
3.2.12. ДТСР представляются недропользователем на согласование в Федеральное агентство по недропользованию одновременно с документами и материалами по подсчету запасов (при изменении утвержденных начальных геологических запасов более, чем на 20% по месторождению) или оперативному изменению состояния запасов (при изменении утвержденных начальных геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению) при изменении подсчетных параметров и (или) геологической модели (в том числе при открытии новой залежи), представляемыми для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69 и для согласования ДТСР в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118. Одновременно с ДТСР в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (за исключением ежемесячных сведений по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин сначала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.#❝
3.2.13. ДТСР представляются на согласование в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, без документов и материалов по подсчету запасов или оперативному изменению состояния запасов, представляемых для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, в следующих случаях:#❝
а) отклонения фактической или ожидаемой годовой добычи нефти и (или) газа от проектной, превышающего установленное значение отклонений;#❝
3.2.14. В ДТСР, выполняемом в целом по месторождению, анализируется выполнение утвержденного ПТД за рассматриваемый период, при необходимости обосновывается изменение системы разработки, уточняются геологические и гидродинамические (газодинамические) модели ЭО (залежей), уточняются проектные решения и технико-экономические показатели, проводится планирование применения новых эффективных методов воздействия на пласты, не предусмотренных в последнем утвержденном ПТД.#❝
3.2.15. Допускается составление ДТСР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько ЭО при выполнении условий, предусмотренных пунктом 3.2.12 настоящих Правил, в следующих случаях:#❝
а) при выявлении новых залежей после составления последнего утвержденного ПТД, если технологические решения и прогнозные уровни добычи по остальным залежам (ЭО) не изменяются или находятся в пределах допустимых отклонений;#❝
б) при изменении технологических решений и прогнозных уровней добычи УВС для одного или нескольких ЭО.#❝
В случае составления ДТСР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько ЭО, построение геологической и гидродинамической модели и проведение технико-экономических расчетов осуществляются для новых залежей или ЭО с изменяемыми технологическими решениями или прогнозными уровнями добычи УВС. Для остальных ЭО рассматривается один, утвержденный действующим ПТД, вариант разработки с выходом на ранее утвержденный коэффициент извлечения нефти (далее - КИН), коэффициент извлечения газа (далее - КИГ), коэффициент извлечения конденсата (далее - КИК), с показателями разработки на основе актуализированной ГДМ на дату составления ДТСР.#❝
3.3.1. ТПР составляется для месторождений с долей начальных геологических запасов категории А по основному полезному ископаемому более 75%.#❝
3.3.3. Для крупных и уникальных месторождений УВС допускается составление ТПР и ДТПР для одного или нескольких ЭО, разрабатываемых с использованием общей системы сбора и подготовки продукции.#❝
3.3.4. Допускается составление единых ТПР и дополнений к ним для группы месторождений УВС с общей системой сбора и подготовки продукции с разделением показателей разработки по месторождениям. Проектные решения и показатели разработки месторождения в ПТД планируются до конца разработки.#❝
3.3.5. В случае, когда часть месторождения выходит за пределы лицензионного участка и находится в нераспределенном фонде недр или предоставлена в пользование на основании лицензий другому(им) недропользователю(ям), ТПР и (или) ДТПР составляются для месторождения в целом с разделением технологических показателей разработки по лицензионным участкам всех недропользователей, а также для части месторождения, находящейся в нераспределенном фонде недр.#❝
3.3.6. ТПР и (или) ДТПР могут составляться по отдельному лицензионному участку при условии, что предложенные проектные решения (расположение скважин, их конструкция, режимы работы, уровни отборов) согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков. Технологические показатели разработки в ТПР и ДТПР рассчитываются до конца срока разработки месторождения.#❝
3.3.7. При необходимости опробования и внедрения технологии разработки новой для данных геолого-физических условий, а также для крупных и уникальных месторождений УВС, недостаточно разведанных и (или) со сложным геологическим строением, в составе ТПР и дополнений к ним допускается выделение участка (участков) ОПР. Технологические и технико-экономические показатели разработки для этого участка (участков) рассчитываются отдельно. Срок проведения ОПР для утвержденной технологии не превышает 7 (семи) лет, уровни добычи в этот период по участку (участкам) ОПР не регламентируются и не учитываются в суммарном уровне добычи, утвержденном по месторождению.#❝
3.3.8. ДТПР представляются на согласование в Федеральное агентство по недропользованию одновременно с документами и материалами по подсчету запасов (при изменении числящихся на ГБЗ утвержденных начальных геологических запасов более, чем на 20% по месторождению) или оперативным изменением состояния запасов (при изменении числящихся на ГБЗ утвержденных начальных геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению) при изменении подсчетных параметров и (или) геологической модели (в том числе при открытии новой залежи), для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69, и для согласования ДТПР в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118. Одновременно с ДТПР в Федеральное агентство по недропользованию недропользователем представляются оригиналы документов, предусмотренных подпунктами "ж" (за исключением ежемесячных сведений по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения) и "л" пункта 2.3 настоящих Правил.#❝
3.3.9. ДТПР представляются на согласование в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, без документов и материалов по подсчету запасов или оперативному изменению состояния запасов, представляемых для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, в следующих случаях:#❝
а) отклонения фактической годовой или ожидаемой добычи нефти и (или) газа от проектной, превышающего установленное значение отклонений;#❝
3.3.10. Допускается составление ДТПР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько объектов разработки, при выполнении условий, предусмотренных пунктом 3.3.8 настоящих Правил, в следующих случаях:#❝
а) при выявлении новых залежей после составления последнего утвержденного ПТД, если технологические решения и прогнозные уровни добычи по остальным залежам (ЭО) не изменяются или находятся в пределах допустимых отклонений;#❝
б) при изменении технологических решений и прогнозных уровней добычи УВС для одного или нескольких объектов разработки.#❝
В случае составления ДТПР по упрощенной схеме для месторождений, содержащих несколько объектов разработки, построение геологической и гидродинамической модели и проведение технико-экономических расчетов осуществляется для новых залежей или ЭО с изменяемыми технологическими решениями или прогнозными уровнями добычи УВС. Для остальных ЭО рассматривается один, утвержденный действующим ПТД, вариант с выходом на ранее утвержденный коэффициент извлечения (КИН, КИГ, КИК), с показателями разработки на основе актуализированной ГДМ на дату составления ДТПР.#❝
3.3.11. В ТПР и ДТПР анализируется реализуемая система разработки, и предлагаются мероприятия, направленные на достижение максимально возможных рентабельных коэффициентов извлечения УВС, использования ПНГ и прочих попутных полезных ископаемых, извлекаемых при добыче нефти и (или) газа.#❝
3.3.12. ДТПР составляются по результатам реализации мероприятий, предусмотренных в ТПР. В ДТПР анализируется выполнение утвержденного ПТД за рассматриваемый период, уточняются проектные решения и технологические показатели, проводится планирование применения новых эффективных методов воздействия на пласт, не предусмотренных в утвержденном ПТД.#❝
IV. Техническое задание#❝
V. Основные требования к проектированию разработки месторождений углеводородного сырья#❝
5.1.1. Для месторождений, находящихся в разведке (категории С1 и С2), геологические запасы утверждаются на основании государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов, извлекаемые запасы УВС и коэффициенты извлечения нефти (КИН), газа (КИГ), конденсата (КИК) утверждаются на основании государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в части обоснования технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в ППЭ месторождений (залежей) или экспертных оценок, упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения:#❝
5.2.2. Целью выделения ЭО на месторождении является обеспечение рациональной разработки месторождения и достижение максимально возможных, экономически целесообразных коэффициентов извлечения УВС (КИН, КИГ, КИК).#❝
5.2.3. ЭО выделяется при условии наличия достаточных запасов УВС на единицу площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин и наличия разделов из непроницаемых пород во избежание перетоков флюидов между соседними ЭО.#❝
5.2.4. При ожидаемой низкой технологической эффективности или нерентабельности разработки отдельных пластов самостоятельными сетками скважин возможна совместная эксплуатация пластов или комбинирование вариантов, например: совместная эксплуатация пластов в добывающих скважинах при организации раздельной закачки рабочего агента в каждый пласт через самостоятельные нагнетательные скважины; создание дифференцированного давления нагнетания в пласты (группы пластов) с разными проницаемостями; применение оборудования для одновременно-раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки.#❝
5.2.5. При выделении ЭО учитываются следующие геологические критерии:#❝
а) объединяемые для совместной разработки залежи принадлежат единому этажу нефтегазоносности и имеют близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений;#❝
б) залежи идентичны по литологии, типу коллекторов во избежание различий в характере протекающих процессов в пластах с разной структурой пустотного пространства, по устойчивости к разрушению прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин;#❝
в) залежи незначительно отличаются по проницаемости и неоднородности для обеспечения приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притока УВС из всех пластов при одинаковом забойном давлении;#❝
5.2.7. Уточнение (укрупнение, разукрупнение) ЭО допускается в ПТД по геологическим или технологическим причинам, включая изменение объектов, в отношении которых осуществляется подсчет запасов полезных ископаемых (далее - подсчетных объектов) по результатам доразведки, установление возможности или невозможности совместной эксплуатации пластов на отдельных участках залежей в связи с изменением представлений о геологическом строении.#❝
5.3.1. ПТД должен содержать несколько вариантов разработки по каждому ЭО (кроме случаев, предусмотренных пунктами 3.1.5, 3.2.15 и 3.3.10 настоящих Правил). Варианты разработки рассчитываются в количестве, обеспечивающем возможность обоснованного выбора рекомендуемого варианта разработки, обоснования коэффициентов извлечения и извлекаемых запасов УВС (технологически достижимых и рентабельных).#❝
5.3.2. Для сравнения вариантов разработки рассчитывается вариант добычи УВС фондом скважин, пробуренным и действующим на начало первого проектного года с использованием систем обустройства и объектов внешнего транспорта, построенных на начало первого проектного года. Данный вариант принимается в качестве базового. Базовый вариант формируется и рассматривается в ПТД только при наличии фонда скважин, пробуренного и действующего на начало первого проектного года.#❝
5.3.3. Вариант разработки, принятый в последнем утвержденном ПТД, рассматривается в качестве первого (далее - Вариант 1). Вариант 1 включает базовый вариант (при его наличии) и адаптированные к текущей геологической основе прогнозные технологические решения согласно ранее утвержденному ПТД.#❝
5.3.4. Все последующие рассматриваемые варианты разработки должны быть направлены на максимально возможное и экономически целесообразное извлечение УВС из недр. Варианты должны включать как бурение скважин различной конструкции и различные системы воздействия, так и методы увеличения коэффициентов извлечения УВС из недр (методы увеличения нефтеоотдачи - далее МУН, методы увеличения газотдачи - далее МУГ, методы увеличения конденсатоотдачи - далее МУК).#❝
5.3.5. Количество вариантов разработки по ЭО, рассматриваемых в ПТД, не ограничивается, но должно быть (без учета базового варианта) не менее:#❝
5.3.6. Для нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей в ПТД расчитывается вариант разработки совместного извлечения УВС из скважин, при обосновании технико-технологической или технико-экономической невозможности и (или) нецелесообразности самостоятельной добычи нефти.#❝
5.3.7. При проектировании рассматриваются различные типы профилей и конструкции скважин: вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные, многозабойные скважины в зависимости от геолого-физической характеристики объектов.#❝
5.3.8. Плотность сетки скважин определяется геологическим строением залежи УВС, свойствами пластовых флюидов и экономическими условиями разработки.#❝
5.3.9. На недостаточно изученных участках залежей (категории запасов В2 и С2) проектные скважины могут быть отнесены к зависимым, бурение которых осуществляется по результатам уточнения геологического строения. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в ПТД.#❝
5.3.10. По мере разбуривания и накопления геолого-промысловой информации о состоянии выработки запасов на всех стадиях проектирования предусматриваются мероприятия по вовлечению в активную разработку запасов УВС, слабодренируемых имеющейся сеткой скважин (например, гидравлический разрыв пласта (далее - ГРП), зарезка боковых стволов (далее - БС) и боковых горизонтальных стволов (далее - БГС), бурение дополнительных скважин, переход на отдельных участках на избирательное заводнение, применение МУН и (или) МУГ и (или) МУК.#❝
5.3.11. В вариантах разработки для разрабатываемых месторождений (ЭО, залежей) предусматриваются мероприятия по рациональному использованию пробуренного фонда скважин, в том числе: вывод скважин, перспективных для добычи, из неработающего фонда; зарезка боковых стволов на проектном объекте; перевод скважин на другие объекты путем зарезки боковых стволов или другими методами.#❝
5.3.12. В ПТД прогнозные технологические показатели разработки рассчитываются с применением гидродинамических моделей, учитывающих:#❝
5.3.13. Технологические показатели разработки в ПТД рассчитываются до конца проектного срока разработки месторождения. Прогнозные расчеты проводятся исходя из условий выбытия из эксплуатации:#❝
а) добывающих нефтяных скважин при достижении одного из следующих показателей: обводненности 98%, дебита по нефти 0,5 т/сут, газового фактора 2500 м3/т;#❝
5.3.14. Геологические и гидродинамические модели продуктивных пластов создаются в соответствии с нормативно-методическими документами по созданию моделей и в соответствии с критериями оценки качества трехмерных цифровых моделей, предусмотренными пунктом 5.6 настоящих Правил.#❝
5.4.1. Выбор рекомендуемого варианта разработки ЭО проводится на основе технико-экономической оценки вариантов разработки ЭО. По выбранному варианту разработки обосновываются технологические запасы и запасы, рентабельно извлекаемые на дату представления ПТД, и коэффициенты извлечения УВС как для технологических, так и для рентабельно извлекаемых запасов.#❝
5.4.2. В случае решения недропользователя продолжать разработку объекта за пределами рентабельного срока, рассчитывается вариант разработки после окончания рентабельного срока, обосновывающий экономическую эффективность дальнейшей разработки месторождения для недропользователя.#❝
5.4.3. Если технология разработки месторождения предполагает взаимоувязанность решений для нескольких ЭО, то варианты разработки и технико-экономическая оценка рассчитываются для группы объектов с последующим разделением показателей по ЭО.#❝
5.4.4. Для месторождения в целом формируется один рекомендуемый вариант разработки, являющийся совокупностью рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО. Технологические показатели разработки месторождения в целом по технологическому и рентабельному периодам определяются суммированием показателей рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО.#❝
5.4.5. Проектные показатели разработки по категории А + В1 в целом по месторождению согласовываются и утверждаются на рентабельный период разработки согласно Приложению № 5 к настоящим Правилам и с учетом пункта 5.4.2 настоящих Правил.#❝
5.4.6. Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС по рекомендуемому варианту разработки ЭО (залежи) представляются по видам запасов, категориям, представляемым в подсчете (пересчете) запасов или в соответствии с числящимися запасами на ГБЗ.#❝
5.4.7. Рентабельные коэффициенты извлечения и рентабельно извлекаемые запасы УВС по рекомендуемому варианту разработки ЭО (залежи) представляются по видам и категориям запасов, представляемым в подсчете (пересчете) запасов или в соответствии с числящимися запасами на ГБЗ.#❝
5.4.8. Если в ПТД не предусмотрено освоение запасов категории В2, то в ПТД представляется обоснование невозможности вовлечения в разработку этих запасов с указанием причин (например, технических, технологических, экономических), либо предложения по изменению условий пользования недрами.#❝
5.5.1. Экономическая оценка вариантов разработки ЭО и месторождения в целом проводится недропользователем в соответствии с нормативными правовыми документами по оценке эффективности инвестиционных нефтегазовых проектов. Оценка рентабельно извлекаемых запасов УВС и коэффициентов извлечения УВС выполняется в ПТД для всех ЭО и каждого представленного варианта разработки ЭО в границах геологических запасов категорий А + В1 + В2. Рентабельно извлекаемые запасы и соответствующие значения рентабельных коэффициентов извлечения по отдельным залежам, входящим в ЭО, и отдельным категориям запасов оцениваются на основании расчетов на ГМ и ГДМ. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (текущие) определяются как накопленная добыча УВС с первого проектного года до конца рентабельного срока разработки ЭО. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (начальные) определяются как накопленная добыча УВС с начала разработки до конца рентабельного срока разработки ЭО.#❝
Рентабельный срок разработки ЭО определяется как часть проектного срока (начиная с первого проектного года) разработки, в течение которого достигается положительное значение чистого дисконтированного дохода (далее - ЧДД).#❝
Рентабельный коэффициент извлечения УВС (КИНР, КИГр, КИКр) определяется как отношение начальных рентабельно извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам. При добыче более одного вида УВС показатели экономической эффективности разработки ЭО рассчитываются с учетом экономики добычи и реализации всех добываемых видов УВС, а рентабельно извлекаемые запасы каждого вида УВС определяются как накопленная добыча соответствующего вида УВС за рентабельный срок разработки ЭО.#❝
5.5.2. Определение экономических показателей эффективности вариантов разработки ЭО и месторождения в целом выполняется в реальном выражении с учетом изменения регулируемых государством цен и тарифов, действующих на дату подготовки ПТД.#❝
5.5.3. Расчет экономических показателей эффективности разработки месторождения может проводиться с учетом чистых денежных потоков (в том числе капитальных вложений и операционных доходов) предыдущих лет (до первого проектного года) при предоставлении недропользователем дополнительного обоснования такого расчета. При этом период учета чистых денежных потоков предыдущих лет для морских месторождений УВС не должен превышать 7 лет, предшествующих дате подготовки ПТД, для остальных месторождений 5 лет, предшествующих дате подготовки ПТД.#❝
5.5.4. Используемый и приведенный в ПТД уровень цен на УВС на экспортных рынках и обменный курс российского рубля определяются для первого расчетного проектного года, а значения цен на УВС на экспортных рынках и обменного курса российского рубля для второго и последующих проектных лет приравниваются к значениям первого года. Для обоснования выбора цен на УВС на экспортных рынках и соответствующего им обменного курса российского рубля первого года экономической оценки используются средние значения цен на УВС на экспортных рынках и соответствующие им значения обменного курса российского рубля за 12 (двенадцать) календарных месяцев, предшествующих дате подготовки ПТД (или по состоянию на 1 января года представления ПТД). Средние значения экспортных цен на УВС определяются как сумма цен на экспортных рынках УВС на первое число каждого месяца, деленная на 12 (двенадцать). Средний уровень цен на УВС на экспортных рынках определяется пользователями недр самостоятельно. Среднее значение обменного курса определяется как сумма значений курса доллара США к рублю Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской Федерации в соответствии с Федеральным законом от 10 июля 2002 г. № 86-ФЗ "О Центральном банке Российской Федерации (Банке России)" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, № 28, ст. 2790; 2003, № 2, ст. 157; № 52, ст. 5029, ст. 5032, ст. 5038; 2004, № 27, ст. 2711; № 31, ст. 3233; № 52, ст. 5277; 2005, № 25, ст. 2426; № 30, ст. 3101; 2006, № 19, ст. 2061; № 25, ст. 2648; 2007, № 1, ст. 9, ст. 10; № 10, ст. 1151; № 18, ст. 2117; 2008, № 42, ст. 4696, ст. 4699; № 44, ст. 4981, ст. 4982; № 52, ст. 6229, ст. 6231; 2009, № 1, ст. 25; № 29, ст. 3618, ст. 3629; № 39, ст. 4532; № 48, ст. 5731; 2010, № 40, ст. 4971, № 45, ст. 5756; 2011, № 7, ст. 907; № 27, ст. 3873; № 43, ст. 5973; № 48, ст. 6728; 2012, № 50, ст. 6954; № 53, ст. 7591; № 53, ст. 7607; 2013, № 11, ст. 1076; № 14, ст. 1649; № 19, ст. 2329; № 27, ст. 3438, ст. 3476, ст. 3477; № 30, ст. 4084; № 49, ст. 6336; № 51, ст. 6695, ст. 6699; № 52, ст. 6975; 2014, № 19, ст. 2311, ст. 2317, № 27, ст. 3634; № 30, ст. 4219; № 40, ст. 5318; № 45, ст. 6154; № 52, ст. 7543; 2015, № 1, ст. 4, ст. 37; № 27, ст. 3958, ст. 4001; № 29, ст. 4348, ст. 4357; № 41, ст. 5639, № 48, ст. 6699; 2016, № 1, ст. 23, ст. 46, ст. 50; № 26, ст. 3891; № 27, ст. 4225, ст. 4273, ст. 4295; 2017, № 1, ст. 46; № 14, ст. 1997; № 18, ст. 2661, ст. 2669; № 27, ст. 3950 № 30, ст. 4456; № 31, ст. 4830; № 50, ст. 7562; 2018, № 1, ст. 66; № 9, ст. 1286; № 11, ст. 1584, ст. 1588; № 18, ст. 2557; № 24, ст. 3400; № 27, ст. 3950; № 31, ст. 4852; № 32, ст. 5115; № 49, ст. 7524; № 53, ст. 8411, ст. 8440; 2019, № 6, ст. 463; № 18, ст. 2198; № 23, ст. 2921; № 27, ст. 3538; № 29, ст. 3857; № 31, ст. 4423), на первое число каждого месяца, деленная на 12 (двенадцать).#❝
5.5.5. Чистая цена каждого вида УВС (в том числе сырой нефти, газа, газового конденсата) при реализации на экспорт определяется с учетом цен на соответствующий вид УВС на внешних рынках за вычетом всех транспортных затрат от месторождения (пункта учета) до соответствующего внешнего рынка и вывозных таможенных пошлин (в отношении сжиженного природного газа (далее - СПГ) также должны учитываться затраты на сжижение и регазификацию). При этом для расчета чистой цены должны использоваться актуальные применяемые для месторождения направления поставок УВС на внешние рынки и виды транспортировки на момент подготовки расчета. Использование дополнительных показателей (в том числе скидок и (или) премий за качество сырья), влияющих на определение чистой цены УВС при реализации на экспорт (в том числе с учетом имеющихся у недропользователя заключенных контрактов на поставку УВС), допускается при представлении недропользователем обоснования их использования.#❝
5.5.6. Чистая цена нефти и газового конденсата при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации принимается равной чистой цене нефти и газового конденсата при реализации на экспорт. Использование способов определения чистой цены нефти и газового конденсата при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации, не предусмотренных настоящим пунктом, допускается при представлении недропользователем обоснования их использования.#❝
5.5.7. Чистая цена на газ при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации определяется в соответствии с установленной государственным органом, осуществляющим государственное регулирование цен на газ на внутреннем рынке России в ценовом поясе местонахождения месторождения. Использование способов определения чистой цены газ при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации, не предусмотренных настоящим пунктом, допускается при представлении недропользователем обоснования их использования.#❝
5.5.8. Капитальные затраты определяются по следующим направлениям: геологоразведочные работы; бурение скважин; обустройство скважин и кустовых площадок; оборудование, не входящее в сметы строек; промысловое обустройство; внешняя инфраструктура; поддержание объектов основных средств; освоение природных ресурсов; затраты пользователя недр; применение МУН и (или) МУГ и (или) МУК.#❝
5.5.9. Эксплуатационные затраты включают в себя текущие затраты, налоги и прочие платежи, относимые на себестоимость добываемой продукции, и амортизационные отчисления. Текущие затраты определяются по статьям калькуляции или по элементам затрат (в соответствии с таблицами 50, 51 Приложения № 3 к настоящим Правилам). При определении текущих затрат по статьям калькуляции учитываются расходы на энергию по извлечению жидкости (при добыче нефти), расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы по сбору и внутрипромысловому транспорту УВС, расходы по технологической подготовке УВС, расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования, общехозяйственные и общепроизводственные затраты, ГТМ на прирост добычи, МУН и (или) МУГ и (или) МУК. При определении текущих затрат по элементам затрат учитываются материальные затраты, затраты на капитальный ремонт, расходы на оплату труда производственного промыслового персонала, расходы на отчисления на социальное страхование производственного промыслового персонала, общехозяйственные и общепроизводственные затраты.#❝
5.5.10. Показатель ЧДД для выбора рекомендуемого варианта разработки ЭО рассчитывается за рентабельный срок. Для расчета дисконтированных показателей экономической эффективности ставка дисконтирования принимается на уровне 10% в реальном выражении. Использование более высокого уровня ставки дисконтирования (но не более 15% в реальном выражении) требует дополнительного обоснования. В случае отсутствия вариантов разработки ЭО с положительным ЧДД представляются обоснования решения недропользователя по освоению таких запасов.#❝
5.5.11. Рекомендуемый вариант разработки определяется как вариант разработки с максимальным значением интегрального показателя (далее - Топт), рассчитываемого в соответствии с Приложением № 5 к настоящим Правилам. Вариант разработки ЭО, нерентабельность которого (отрицательное значение ЧДД) обоснована в ПТД, исключается из выбора рекомендуемого варианта разработки при расчете Топт. При равных Топт выбор рекомендуемого варианта определяется по максимальному ЧДД за рентабельный период. Если ЭО не имеет рентабельного периода, но недропользователь планирует осуществлять его разработку, то в качестве рекомендуемого варианта по ЭО может быть утвержден базовый вариант или вариант с развитием по предложению недропользователя при условии, что вариант с развитием обеспечивает более высокий ЧДД недропользователя, чем базовый вариант.#❝
5.5.12. Рентабельно извлекаемые запасы по месторождению в целом определяются как сумма рентабельно извлекаемых запасов для рекомендуемых вариантов разработки отдельных ЭО.#❝
5.6.1. Трехмерные геологические модели (далее - ГМ) и ГДМ модели включают каждую залежь, числящуюся на ГБЗ. Модели залежей УВС строятся в соответствии с выделенными ЭО.#❝
5.6.2. При моделировании нескольких ЭО в рамках одной модели предусматривается возможность получения средних подсчетных параметров, запасов УВС и показателей разработки отдельно по каждому из ЭО. ГДМ обеспечивают возможность расчета прогнозных показателей разработки, извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС по всем категориям запасов, выделенных при подсчете запасов или числящихся на ГБЗ.#❝
5.6.3. При моделировании обеспечивается соответствие запасов УВС и под счетных параметров, указанных в построенных трехмерных ГМ и ГДМ, запасам УВС и подсчетным параметрам, прошедшим государственную экспертизу запасов полезных ископаемых, или обоснованным в документах и материалах по подсчету или пересчету запасов, представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых в Федеральное агентство по недропользованию совместно с ПТД, по каждому подсчетному объекту или залежи (с учетом допустимых отклонений).#❝
VI. Содержание разделов проектного технического документа#❝
6.1. ПТД представляется для согласования в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118 в виде документа, состоящего из текстовой части, табличных и графических приложений.#❝
6.2.1. На титульном листе указываются название организации - пользователя недр, название организации, составившей ПТД, название ПТД с указанием наименования и типа месторождения, место и год составления ПТД, установленный гриф допуска.#❝
6.2.2. Титульный лист подписывается ответственными должностными лицами организации, составившей ПТД.#❝
6.2.3. Титульный лист оформляется в соответствии с установленным образцом, приведенным в Приложении № 2 к настоящим Правилам.#❝
6.3. Список исполнителей включает фамилии, инициалы, должности, ученые степени исполнителей и соисполнителей ПТД с указанием выполненного раздела ПТД.#❝
6.4.1. В информационной справке приводятся сведения об объеме ПТД с указанием количества томов, книг, количества таблиц, рисунков, графических приложений, страниц, использованных литературных источников, перечень ключевых слов.#❝
6.4.2. Перечень ключевых слов должен включать от 5 до 15 слов или словосочетаний из текста отчета, которые в наибольшей мере характеризуют его содержание и обеспечивают возможность информационного поиска. Ключевые слова приводятся в именительном падеже и печатаются прописными буквами в строку через запятую.#❝
6.5. В ведении обосновываются необходимость и цель составления ПТД с указанием следующих сведений:#❝
6.6.1. В разделе приводится обзорная схема района рассматриваемого месторождения с указанием границ лицензионного участка, ближайших месторождений и объектов инфраструктуры (населенные пункты, железнодорожные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, автомобильные дороги, линии электропередачи, магистральные нефте- и газопроводы). Выделяются особо охраняемые природные территории, водоохранные зоны, защитные леса, санитарно-защитные зоны и другие территории, требующие учета при проектировании разработки и проектировании обустройства месторождения.#❝
6.6.2. В разделе дается краткая характеристика климатических условий, гидрографии, почвенно-растительного покрова. Приводится информация об иных видах полезных ископаемых, залегающих в пределах месторождения, обеспеченности района строительными материалами, общераспространенными полезными ископаемыми.#❝
6.7.1. Геологическое строение месторождения:#❝
Кратко излагается история открытия месторождения, а также изучения геологического строения полевыми геофизическими методами, поисково-разведочным и эксплуатационным бурением.#❝
Приводится краткая характеристика тектонического строения, основные структурно-тектонические элементы в пределах площади рассматриваемого месторождения. Раздел содержит выкопировку из тектонической карты района.#❝
Приводится краткая характеристика литолого-стратиграфического разреза месторождения, с представлением сводного геолого-геофизического разреза месторождения.#❝
Приводятся общие сведения о нефтегазоносности: этаж нефтегазоносности, продуктивные пласты, общее число и сведения о залежах УВС, их типе, фазовом состоянии флюидов, особенностях их строения, характеристике покрышек и вмещающих пород.#❝
Детальность представления материалов определяется особенностями геологического строения месторождения (залежи).#❝
После изложения фактических данных формулируются выводы по состоянию изученности геологического строения.#❝
В разделе приводится следующий табличный и графический материал в соответствии с Приложениями № 3 и № 4 к настоящим Правилам:#❝
6.7.2. Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Приводится краткая характеристика:#❝
а) водоносных горизонтов и комплексов (глубина залегания, напорность, водообильность, минерализация и тип воды, содержание основных химических компонентов);#❝
б) инженерно-геологических и геоэкологических условий в границах месторождения (сведения о наличии опасных экзогенных геологических процессов, геокриологических условиях (типы проявления многолетней мерзлоты, их распространение по площади и глубине), ожидаемых изменениях геоэкологической обстановки при разработке месторождения (изменение взаимосвязей между водоносными горизонтами, ухудшение качества подземных вод, активизация опасных экзогенных геологических процессов, увеличение интенсивности микросейсм).#❝
6.7.3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов:#❝
Приводятся сведения об объемах отбора и лабораторных исследований керна по месторождению с указанием количества образцов по видам исследований керна по пластам и в целом по месторождению.#❝
По результатам лабораторного изучения керна приводится литологическая характеристика пород - описание типа коллектора, его состава, особенностей литологического строения.#❝
Дается заключение о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию.#❝
Приводятся сведения об исследовании деформационных свойств пластов и покрышек, приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления. Дается анализ полученных результатов.#❝
Приводятся обобщенные результаты специальных исследований керна: по определению кривых капиллярных давлений, характеристик смачиваемости коллектора, фазовых проницаемостей в системах: газ-нефть, газ-вода, нефть-вода, газ-конденсат, нефть-газ-вода, остаточной нефтенасыщенности (газонасыщенности), коэффициента вытеснения нефти различными агентами вытеснения.#❝
Обосновываются коэффициенты вытеснения для пластов, при недостаточном объеме собственных исследований приводятся данные по пластам-аналогам и обосновывают возможность такой аналогии. Даются выводы по состоянию изученности характеристик вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований керна.#❝
Приводятся сведения по определению фильтрационно-емкостных свойств и насыщению коллекторов по результатам интерпретации материалов геофизических исследований скважин (далее - ГИС), петрофизические зависимости.#❝
На основании результатов гидродинамических исследований (далее - ГДИ) дается характеристика продуктивности коллектора, формулируются выводы по состоянию изученности пластов.#❝
6.7.4. Свойства и состав пластовых флюидов:#❝
Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, свободного газа и газа газовых шапок, конденсата, пластовой воды), объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов, а для газоконденсатных объектов - промысловых газоконденсатных исследований.#❝
Анализируются полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи по видам и объемам исследований, анализируются свойства пластовых флюидов, дается их характеристика в соответствии с принятой классификацией.#❝
Для газоконденсатных, газонефтяных и нефтегазовых объектов с промышленным содержанием конденсата в пластовом газе приводятся следующие сведения:#❝
б) основные результаты промысловых газоконденсатных исследований и лабораторных исследований проб газа и конденсата;#❝
г) обоснование начального потенциального содержания конденсата в пластовом газе; потерь конденсата и изотермы конденсации;#❝
а) для месторождений с высокопарафинистой нефтью приводится оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий (давления, температуры) и при применении специальных технологий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений;#❝
б) для месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов, приводится оценка зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры; растворимости пара в пластовых жидкостях (при закачке пара); теплофизических свойств пластовых флюидов, пород пласта и окружающих пород.#❝
а) по нефтяным залежам и нефтяным оторочкам: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре;#❝
В разделе приводятся сведения о выполненном подсчете запасов УВС, на основе которого составлен ПТД. Приводятся данные о запасах УВС, числящихся на ГБЗ на начало года в сравнении с новым подсчетом запасов.#❝
Для нефтяных месторождений приводятся сведения о запасах нефти, растворенного газа и подсчетных параметрах в соответствии с таблицами 19, 20, 24 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
6.8.1. Основные этапы проектирования разработки месторождения:#❝
Приводятся основные условия пользования лицензионным участком в области доразведки, проведения исследовательских работ и разработки месторождения с кратким анализом их выполнения.#❝
6.8.2. Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом:#❝
Приводятся данные об открытии и вводе месторождения в разработку, основных этапах освоения месторождения. Представляется характеристика фонда скважин на дату подготовки ПТД в соответствии с таблицами 26 и 27 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
Анализируется динамика основных технологических показателей за историю разработки (добыча нефти, жидкости, газа, конденсата, обводненность, закачка воды, дебиты нефти, жидкости, газа, фонд скважин). Основные технологические показатели разработки представляются в соответствии с таблицами 28 и 29 Приложения № 3 к настоящим Правилам. В таблице 29 показатели приводятся с начала разработки месторождения.#❝
В соответствии с таблицами 30 - 33 Приложения № 3 к настоящим Правилам проводится сравнение основных проектных и фактических показателей разработки в целом по месторождению за последние пять лет, предшествующих дате представления ПТД в Федеральное агентство по недропользованию (его территориальный орган) для согласования в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118. Указываются основные причины имеющихся расхождений проектных и фактических показателей разработки. Приводятся сведения об использовании ПНГ.#❝
6.8.3. Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов:#❝
Анализируются фильтрационные и емкостные свойства коллекторов месторождения по результатам гидродинамических исследований с приведением графического и табличного материала. Формулируются выводы по состоянию изученности пластов гидродинамическими методами.#❝
Приводится и анализируется состояние фонда скважин на дату подготовки ПТД по каждому ЭО и фактическая динамика основных показателей разработки.#❝
Представляется распределение фонда скважин, в том числе, по обводненности, дебитам нефти, жидкости, свободного газа, накопленной добычи. Анализируются причины в случае недостижения показателей, характеризующих эффективность работы скважин, предусмотренных в утвержденном ПТД.#❝
Для нефтяных и газовых объектов, разрабатываемых с применением сайклинг-процесса, дается описание системы поддержания пластового давления (далее - ППД), работы нагнетательных скважин, распределение нагнетательного фонда по величине приемистости, накопленной закачке, эффективности работы скважин барьерных рядов.#❝
По газовым и газоконденсатным скважинам анализируются дебиты газа и конденсата, объемы добываемой воды, коэффициенты фильтрационных сопротивлений и режимы работы скважин (забойные и устьевые давления), изменение текущих и накопленных отборов газа, конденсата, воды. Проводится оценка начальной продуктивности газовых и газоконденсаных скважин, анализ режимов работы скважин (устьевые температуры, депрессии на пласт) с целью выявления осложняющих факторов при эксплуатации (включая гидратообразование, вынос породы, подтягивание конусов воды, необходимости обеспечения выноса жидкости).#❝
в) характеристика фонда скважин, динамика основных показателей разработки и фонда скважин в соответствии с таблицами 26 - 29 Приложения № 3 к настоящим Правилам;#❝
г) сведения о соответствии объемов добычи и использования ПНГ проектным значениям.#❝
В случае отличия объемов растворенного газа, добываемого в составе продукции, по сравнению с оцененными через газосодержание, выявляются причины этих расхождений. Для нефтегазовых залежей добыча газа из нефтяных скважин разделяется на растворенный газ и газ газовой шапки.#❝
При наличии в залежи УВС всех видов, добыча жидких углеводородов разделяется на нефть и конденсат.#❝
Для нефтяных залежей с высоким газовым фактором и нефтегазоконденсатных залежей анализируется динамика и текущее распределение газового фактора, сопоставляемая с данными по пластовому давлению с учетом удаленности интервалов перфорации от газонефтяного контакта (далее - ГНК), распределение фонда добывающих скважин (в том числе в приконтурных и в подгазовых зонах) по газовому фактору и устанавливаются причины прорыва газа из газовых шапок, эффективность барьерного и площадного заводнения ряда скважин.#❝
По залежам, содержащим конденсат, проводится оценка динамики и текущего распределения газоконденсатного фактора и сопоставляется с данными по распределению пластового и устьевого (забойного) давления, распределению фонда добывающих скважин по газоконденсатному фактору с учетом фактических депрессий на скважинах.#❝
Приводятся графики динамики газового фактора во времени и карты текущего распределения запасов на дату подготовки ПТД.#❝
Исследуются динамика и текущее состояние пластовых и забойных (устьевых для газовых скважин) давлений, распределение текущего пластового давления по площади залежи, выделяются участки с максимальным снижением пластового давления в зонах отбора и сопоставляются с данными по текущей и накопленной компенсации отборов жидкости (газа газовых шапок) закачкой воды, сухого газа в случае реализации сайклинг-процесса.#❝
6.8.4. Анализ выработки запасов:#❝
Проводится анализ выработки запасов по площади и по разрезу на основе промысловых и промыслово-геофизических данных по каждому объекту разработки.#❝
По результатам анализа перфорации пластов проводится оценка перфорированных толщин и связанности зоны отбора и зоны закачки, изменения обводненности скважин в зависимости от удаленности перфорации отводонефтяного контакта (далее - ВНК) и толщины глинистой перемычки. Проводится сопоставление результатов гидродинамического моделирования с результатами промыслово-геофизических исследований (далее - ПГИ).#❝
Раздел содержит сведения об объемах промыслово-геофизических исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин, включая данные об охвате фонда скважин периодическими исследованиями по типам решаемых задач, а также сведения об исследовании технического состояния скважин.#❝
По результатам промыслово-геофизических исследований скважин, проводимых на месторождении в целях контроля за разработкой, в обобщенном виде характеризуются:#❝
а) профили притока и приемистости по разрезу скважин и их изменение во времени, с выполнением оценки работающих толщин;#❝
г) источники обводнения скважин.#❝
По газовым и газоконденсатным залежам приводятся зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа с целью оценки режима залежей и уточнения начальных геологических запасов методом падения давления (по зоне отбора и в целом по залежам). Выполняется оценка дренируемых запасов в динамике по годам и оценка запасов газа по методу материального баланса с учетом внедрившейся воды.#❝
Выполняются анализ изменения положения газоводяного контакта (далее - ГВК) и ГНК на основе результатов ПГИ, оценка внедрения воды в газовые залежи.#❝
По данным гидродинамического моделирования приводятся карты, характеризующие состояние выработки запасов УВС на дату подготовки ПТД (включая плотность остаточных запасов и текущую нефтегазонасыщенность). Строятся профили выработки запасов. Оценивается согласованность результатов изучения структуры остаточных запасов различными методами. Материалы представляются в табличном и графическом виде.#❝
6.8.5. Сопоставление фактических и проектных показателей разработки:#❝
Проводится сравнение основных проектных и фактических показателей разработки по ЭО за последние пять лет, предшествующих дате представления ПТД в Федеральное агентство по недропользованию (его территориальный орган) для согласования в соответствии с таблицами 30 - 33 Приложения № 3 к настоящим Правилам. В соответствии с результатами проведенных исследований, предусмотренных пунктами 6.8.2 - 6.8.4 настоящих Правил, указываются полнота и своевременность выполнения проектных решений и соответствие их новым данным о геолого-физических характеристиках залежей, обосновываются причины невыполнения проектных решений.#❝
Указываются основные причины имеющихся расхождений проектных и фактических показателей разработки.#❝
В случае отклонений уровней фактической годовой добычи нефти и (или) свободного газа от проектных, характеризующих выполнение технического проекта на разработку месторождения, предусмотренных действующим ПТД, в процессе анализа разработки устанавливаются причины отклонений для внесения соответствующих изменений в процесс разработки ЭО в ПТД.#❝
6.9.1. Геологическая модель месторождения:#❝
Приводится краткое описание исходных данных, используемых для построения геологической модели, приводится название программных пакетов (симуляторов), с помощью которых созданы ГМ, приводится их количество, обосновываются границы участков моделирования.#❝
Излагаются принципы построения структурного каркаса модели. Обосновывается выбор реперных поверхностей и схем напластования. Указывается способ использования в модели утвержденной структурной основы подсчетных объектов. Приводятся данные о геометрических параметрах области моделирования, шагах сетки в плоскостях X, Y, Z и количестве ячеек.#❝
Кратко описываются принципы построения литологической модели. Указывается способ определения признака коллектор - неколлектор (явное, через граничное значение параметра, прочее). Приводятся сведения о методах определения значений параметров в скважинах и межскважинном пространстве. При необходимости указывается явный вид используемых петрофизических зависимостей.#❝
Дается краткое описание принципов построения модели насыщения. Приводятся положения ВНК, ГНК. Указываются сведения о методах определения значений насыщенности в скважинах и межскважинном пространстве. При необходимости приводится явный вид используемых зависимостей насыщенности от других параметров модели.#❝
Сопоставление запасов, представляемых для утверждения и рассчитанных на основе геологического моделирования, представляется в соответствии с таблицей 34 Приложения № 3 к настоящим Правилам. В случае расхождения данных о запасах, представляемых для утверждения, с данными о запасах, рассчитанных на основе геологического моделирования, представляется анализ такого расхождения.#❝
6.9.2. Гидродинамическая модель месторождения:#❝
В разделе приводится обоснование исходных данных, заданных в трехмерной гидродинамической (газодинамической) модели. Если осуществлялось ремасштабирование ГДМ, приводятся его принципы и результаты. Сопоставление запасов УВС и основных параметров геологической и гидродинамической моделей представляется в соответствии с таблицей 35 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
Проводится обоснование выбора типа модели, способа моделирования водоносного горизонта (или его отсутствия). Выполняется сопоставление значения коэффициента вытеснения (остаточной газо- и (или) нефтенасыщенности) УВС вытесняющим агентом в трехмерной цифровой гидродинамической модели и коэффициента вытеснения (остаточной газо- и (или) нефтенасыщенности), обоснованного в тексте отчета по результатам исследования керна в соответствии с пунктом 6.7.3 настоящих Правил.#❝
Описываются основные параметры ГДМ при воспроизведении истории разработки (временной шаг, граничные условия, режимы работы скважин). Определяется перечень варьируемых и контролируемых параметров. Обосновывается применение локальных модификаций кубов параметров литологии, пористости, начальной нефтенасыщенности (газонасыщенности), остаточной (критической) нефтенасыщенности (газонасыщенности), начальной водонасыщенности, остаточной (критической) водонасыщенности, проницаемости, применение несоседних соединений.#❝
По итогам воспроизведения истории сопоставляются фактические и расчетные контролируемые параметры и анализируются имеющиеся расхождения.#❝
г) графики сопоставления фактических и расчетных показателей разработки (годовая и накопленная добыча нефти, газа, жидкости, закачка воды, газа и других вытесняющих агентов).#❝
В графических приложениях представляются карты подвижных запасов УВС на начало разработки, на дату подготовки ПТД и на конец разработки по всем вариантам с единой шкалой для каждого объекта разработки или залежи. Карты выполняются в масштабе, приближенном к масштабу представления карт разработки и других графических приложений.#❝
6.10.1. Выделение эксплуатационных объектов:#❝
В соответствии с пунктами 5.2.1 - 5.2.6 настоящих Правил и с учетом геолого-физической характеристики пластов или залежей (таблица 18 Приложения № 3 к настоящим Правилам) производится обоснование выделения ЭО. Характеристика средневзвешенных параметров ЭО приводится в таблице 18 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
6.10.2. Технологические показатели вариантов разработки и выбор рекомендуемого варианта разработки:#❝
Формирование технологических вариантов по ЭО проводится в зависимости от геолого-геофизических характеристик пластов, типов залежей и стадии их разработки, с учетом пунктов 5.3.1 - 5.3.15 настоящих Правил. Производится обоснование выбора системы разработки, схемы размещения и плотности сетки скважин.#❝
Основные исходные характеристики расчетных вариантов представляются в соответствии с таблицами 36 и 37 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
Технологические показатели прогнозных вариантов рассчитываются на запасы категорий А + В1 + В2 для TCP, ТПР и дополнений к ним, С1 + С2 для ППЭ и дополнений к ним. Технологические показатели по расчетным вариантам разработки ЭО представляются в табличных приложениях в соответствии с таблицами 38 - 41 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
Технологические показатели рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО и месторождения в целом представляются:#❝
а) для суммарных запасов категорий А + В1 + В2 и отдельно категорий А + В1 нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных месторождений в соответствии с таблицами 38 - 41 Приложения № 3 к настоящим Правилам;#❝
б) для суммарных запасов категорий А + В1 + В2 и отдельно категорий А + В1 газовых и газоконденсатных месторождений в соответствии с таблицами 39 - 41 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
Обоснование прогноза добычи воды для технологических нужд представляется в соответствии с таблицей 42 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
6.11.1. Анализ эффективности применяемых методов:#❝
в) результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;#❝
6.11.2. Обоснование применения методов повышения коэффициентов извлечения и интенсификации добычи УВС на прогнозный период. Программа применения методов:#❝
Обосновывается применение технологий воздействия на пласт с целью увеличения коэффициентов извлечения УВС, охвата пласта воздействием для каждого ЭО с указанием:#❝
д) оценка эффективности применения методов приводится с использованием ГДМ. В случае невозможности такой оценки, приводится обоснование принятой методики оценки эффективности рассматриваемых методов.#❝
6.12.1.1. Макроэкономические показатели и расчет чистых цен УВС (далее - нетбэки) для расчета показателей экономической эффективности представляются в соответствии с таблицей 46 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
6.12.1.2. Система налогов и платежей:#❝
Расчет проводится на основе системы налогообложения, действующей на дату подготовки ПТД, приводятся перечень и ставки налогов, сборов и иных обязательных платежей. Проводится анализ применимых понижающих коэффициентов к налогу на добычу полезных ископаемых (далее - НДПИ), тарифных льгот, в том числе особых формул расчета вывозных таможенных пошлин и другим платежам в бюджеты бюджетной системы Российской Федерации.#❝
6.12.1.3. Оценка капитальных, текущих, эксплуатационных и внереализационных расходов:#❝
Обосновываются удельные значения капитальных, текущих и внереализационных (ликвидационных) затрат. При расчете капитальных затрат по объектам обустройства приводится обоснованная стоимость каждого объекта (для линейных объектов - стоимость 1 км) и динамика их ввода по годам расчетного периода. Удельные текущие затраты обосновываются по объектам-аналогам и (или) в соответствии со статьями калькуляции на основе сметы затрат или по элементам затрат, при этом таблицы 46, 50 и 51 Приложения № 3 к настоящим Правилам корректируются соответствующим образом. Представляется оценка стоимости программы ГТМ, бурения, мероприятий по реализации МУН и (или) МУГ и (или) МУК. Для морских проектов расчет капитальных затрат ведется по объектам обустройства в зависимости от рассматриваемых вариантов разработки и включает стоимость указанных объектов обустройства.#❝
6.12.2. Технико-экономические показатели вариантов разработки:#❝
В разделе приводятся расчетные значения показателей экономической эффективности проектных решений: внутренняя норма рентабельности (ВНР), срок окупаемости, индекс доходности капитальных затрат, индекс доходности затрат, ЧДД пользователя недр, дисконтированный доход государства (ДДГ). Детальный расчет экономических показателей по технологиям воздействия на пласт с целью увеличения коэффициентов извлечения УВС, предусмотренного пунктом 6.11.2 настоящих Правил, может представляться для рекомендуемого варианта разработки. Показатели ВНР, индекс доходности капитальных затрат и срок окупаемости определяются только для вновь вводимых месторождений.#❝
Основные технико-экономические показатели вариантов разработки ЭО и месторождения в целом для запасов категорий А + В1 + В2 для TCP, ТПР и дополнений к ним, С1 + С2 - для ППЭ и дополнений к ним приводятся в соответствии с таблицей 47 Приложения № 3 к настоящим Правилам. Количество представленных вариантов должно быть достаточно для технико-экономического обоснования применения МУН и (или) МУГ и (или) МУК.#❝
Экономические показатели эффективности расчетных вариантов разработки представляются в соответствии с таблицами 46 - 55 Приложения № 3 к настоящим Правилам (при наличии соответствующих расчетов). Данные таблицы представляются в приложении к отчету. В случае разработки месторождения на условиях режима СРП формы таблиц корректируются в соответствии с условиями СРП.#❝
6.12.3. Анализ чувствительности:#❝
Для рекомендуемого варианта разработки месторождения в целом для запасов по сумме категорий А + В1 + В2 приводятся результаты расчетов показателей экономической эффективности разработки месторождения, рентабельно извлекаемых запасов и соответствующих рентабельных коэффициентов извлечения при изменении в большую и меньшую сторону каждого из следующих показателей (± 20%);#❝
6.13.1. Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения УВС:#❝
По выделенным ЭО (залежам) и месторождению в целом анализируются расчетные значения коэффициентов извлечения УВС, полученные для рассматриваемых вариантов разработки. Производится их сопоставление со значениями коэффициентов извлечения, определенными другими методами, и по другим разрабатываемым месторождениям со сходными геолого-промысловыми характеристиками в соответствии с таблицами 57 - 59 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
6.13.2. Обоснование рекомендуемых извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения:#❝
По всем расчитанным в ПТД вариантам разработки ЭО (залежей) приводятся геологические запасы нефти и растворенного газа, свободного газа, газа газовой шапки, конденсата, расчетные значения КИН, КИГ, КИК, извлекаемые запасы нефти, растворенного в ней газа, свободного газа, газа газовой шапки и конденсата в соответствии с таблицами 60 - 62 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
С учетом приведенных в пункте 6.12.2 настоящих Правил сопоставлений технико-экономических показателей вариантов разработки, обосновываются технологически достижимые извлекаемые запасы нефти, растворенного газа, свободного газа, газа газовой шапки и конденсата и значения КИН, КИГ, КИК, рекомендуемые к утверждению по объектам (залежам), категориям запасов и месторождению в целом (при необходимости (для уникальных месторождений) с выделением зон и участков).#❝
Для рекомендуемого варианта приводятся величины рентабельно извлекаемых запасов нефти, растворенного газа, свободного газа, газа газовой шапки и конденсата, и значения рентабельных коэффициентов извлечения (КИНр, КИГр, КИКр), по объектам и месторождению в целом (при необходимости (для уникальных месторождений) с выделением зон и участков) с выделением категорий запасов на основании расчетов по геолого-гидродинамической модели.#❝
6.13.3. Анализ изменения извлекаемых запасов:#❝
При повторном подсчете (и следующих за ним подсчетах) извлекаемых запасов приводятся данные об извлекаемых запасах и коэффициентах извлечения УВС по объектам (залежам), категориям запасов и месторождению в целом, в соответствии с результатами предшествующей государственной экспертизы запасов полезных ископаемых. Производится их сопоставление с рекомендуемыми извлекаемыми запасами и коэффициентами извлечения УВС, анализируются причины их изменения в соответствии с таблицами 63 - 65 Приложения № 3 к настоящим Правилам.#❝
6.14. Конструкции скважин, производство буровых работ, методы вскрытия пластов и освоения скважин, исследования скважин в процессе бурения, консервация и ликвидация скважин:#❝
6.14.1. Конструкции скважин и производство буровых работ:#❝
а) основные профили (например, вертикальные, наклонные, горизонтальные, пологие, многоствольные) скважин и боковых стволов, технико-технологические ограничения;#❝
б) рекомендуемые данные о конструкциях добывающих и нагнетательных скважин в табличной или графической форме (диаметры и глубина спуска обсадных колонн, высота подъема цемента, типы эксплуатационных забоев), с учетом глубины залегания, геолого-геофизических свойств коллекторов, наличия в разрезе многолетнемерзлых и обваливающихся пород;#❝
6.14.3. Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе бурения скважин:#❝
Объем исследований обосновывается с учетом особенностей геологического строения месторождения и сложившегося комплекса геофизических исследований в регионе, в соответствии с действующими стандартами и рекомендациями, полученными при государственной экспертизе подсчета запасов.#❝
6.14.5. Консервация и ликвидация скважин:#❝
Формулируются требования к выполнению работ по консервации, с учетом последующей расконсервации скважин. Указывается информация о сроках и условиях выполнения работ по консервации и (или) ликвидации скважин, иных подземных сооружений, а также рекультивации земель. В работах по консервации и ликвидации скважин учитываются требования в области промышленной безопасности на опасных производственных объектах нефтегазодобывающих производств.#❝
6.15.1. Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин.#❝
6.15.2. Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования:#❝
б) предельные давления фонтанирования и условия перевода скважин на механизированную эксплуатацию.#❝
Рекомендуются способы эксплуатации скважин с выдачей исходных данных для дальнейших экономических расчетов.#❝
Для каждого способа добычи обосновываются конструкции лифтов, выбор основного внутрискважинного и наземного оборудования, которое удовлетворяет конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения извлечения УВС, требованиям контроля за процессом разработки.#❝
Для глубиннонасосной эксплуатации приводится обоснование типа, типоразмеров насосов и оптимальных параметров их эксплуатации.#❝
6.15.3. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин:#❝
Определяются факторы, осложняющие процесс эксплуатации добывающих скважин, рекомендуются технологии по предупреждению и борьбе с осложнениями, в том числе:#❝
б) для газовых скважин предусматриваются мероприятия по обеспечению выноса жидкости (воды и конденсата), использование методов удаления "конденсатных банок" из призабойной зоны скважины;#❝
д) гидратообразование в насосно-компрессорных трубах, затрубном пространстве и напорных линиях скважин;#❝
ж) замерзание продукции на устьях и стволах нагнетательных и добывающих скважин, напорных и выкидных линий;#❝
6.15.4. Рекомендации к системе внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин:#❝
Приводятся сведения о коррозионной активности добываемой продукции. Определяются требования к продукции промысла и подлежащим утилизации отходам.#❝
Приводятся факторы, осложняющие работу системы, в том числе отложение парафина, смол, солей, гидратов, наличие коррозионно-активных компонентов, а также технические и технологические предложения по повышению эффективности ее использования, включая технические решения.#❝
Определяются требования к оборудованию, аппаратам и сооружениям системы, в том числе к системе измерения количества извлекаемых из недр нефти, растворенного газа, свободного газа и конденсата.#❝
6.15.5. Рекомендации к системе поддержания пластового давления:#❝
Проводится анализ установленных мощностей основных объектов системы ППД (водозабора, системы подготовки воды, кустовых насосных станций, водоводов высокого и низкого давления, нагнетательных скважин).#❝
Обосновываются устьевые давления нагнетательных скважин, обеспечивающие проектные забойные давления. Даются рекомендации по набору технологического оборудования для обеспечения устьевого давления закачки воды.#❝
С учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов, состава и свойств пород и насыщающих флюидов формулируются требования к качеству закачиваемых вод.#❝
Качество воды оценивается по следующим основным параметрам: количеству механических примесей (КВЧ - количество взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода, способствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорганизмов, а также солевому составу воды и ее плотности.#❝
Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.#❝
В соответствии с перспективой развития системы ППД месторождения, рассчитывается баланс проектных объемов закачки различных типов вод (в том числе попутно добываемых, из поверхностных источников, из подземных водоносных горизонтов). Представляются сведения о запасах пластовых вод, пригодных для использования для ППД.#❝
Уточняются источники водоснабжения, мощности системы водоподготовки и кустовых насосных станций. Мощности объектов системы ППД рассчитываются на проектный объем максимальной годовой закачки воды. При необходимости даются предложения по расширению системы ППД.#❝
Определяются требования к внутрискважинному оборудованию, в том числе для одновременно-раздельной закачки.#❝
При избытке подтоварной воды даются рекомендации по использованию геологических объектов для закачки подтоварной воды, количеству и местоположению поглощающих скважин для закачки в них излишков вод.#❝
При применении других технологий (например, газового и водогазового воздействия, физико-химического воздействия, закачки пара или горячей воды) выполняются аналогичные процедуры анализа, обоснования и расчетов.#❝
Варианты с поддержанием пластового давления для разработки газоконденсатных залежей рассматриваются для уникальных по содержанию конденсата залежей. При расчете вариантов разработки с ППД приводятся:#❝
6.15.6. Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод:#❝
6.15.7. Обеспечение водоснабжения:#❝
Данный раздел является дополнительным и включается в состав ПТД в случаях необходимости согласования проектной документации на добычу подземных вод для собственных производственных и технологических нужд.#❝
Выбор источника водоснабжения основывается на оценке запасов и качестве воды источника. Источниками для закачки воды в пласт могут быть: открытые водоемы (реки, озера, моря); грунтовые воды, к которым относятся подруеловые воды; водоносные горизонты данного месторождения; сточные воды, состоящие из смеси, добытой вместе с нефтью, газом и конденсатом пластовой воды, воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке УВС, ливневые воды промысловых объектов. Использование для нужд ППД воды осуществляется при недопущении образования нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой и отрицательного влияния на нефте- и (или) газо- и (или) конденсатоотдачу пластов.#❝
6.15.8. Мероприятия по рациональному использованию попутного нефтяного газа:#❝
Приводится комплекс мероприятий по обеспечению рационального использования ПНГ в соответствии с требованиями, установленными законодательством Российской Федерации о недрах, в том числе для целей повышения нефтеотдачи.#❝
Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется для коммерческой реализации, собственных производственных и технологических нужд или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты.#❝
6.16. Контроль процесса разработки:#❝
В разделе с учетом геологического строения и стадии разработки месторождения обосновываются цели, задачи и мероприятия по контролю за процессом разработки. Для разрабатываемых месторождений анализируется эффективность реализуемой системы наблюдений и применяемых методов контроля и, в случае необходимости, вносятся уточнения и дополнения в ранее принятые решения. Для крупных месторождений обосновываются требования к опорным сетям наблюдений по видам контроля.#❝
Количество и местоположение контрольных скважин различных типов (наблюдательных, пьезометрических, геофизических) и сроки их строительства, их местоположение приводятся на картах размещения эксплуатационных скважин. Предусматривается проведение первичных и фоновых исследований и измерений по новым скважинам.#❝
Обосновываются и приводятся требования и рекомендации по методам, оборудованию, объему и периодичности исследований и измерений по:#❝
б) гидродинамическим методам исследования с целью определения и контроля изменения продуктивности скважин, гидродинамических характеристик пластов и изучения гидродинамической связи по площади и разрезу;#❝
в) регистрации динамических характеристик потока флюидов в эксплуатационных скважинах (давление, температура, расход продукции), в том числе дистанционным методам контроля режимов работы скважин;#❝
д) определению количества и состава конденсационных и пластовых вод, выносимых вместе с газом из газовых и газоконденсатных скважин;#❝
е) контролю текущей газоконденсатной характеристики газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей;#❝
ж) наблюдению за водонапорным бассейном и продвижением воды в залежи в пьезометрических скважинах (измерения статических уровней, отборы проб, объемы гидрохимических исследований);#❝
з) индикаторным исследованиям в целях определения направления и скорости перемещения пластовых флюидов, уточнения геологического строения и степени неоднородности продуктивных пластов;#❝
к) промыслово-геофизическому контролю за процессом разработки залежей и работой отдельных скважин, в том числе по определению профилей притока и приемистости, текущей нефтегазонасыщенности, положения флюидальных контактов, продвижения фронтов вытеснения при закачке нагнетаемых агентов;#❝
6.17.2. Программа доразведки и научно-исследовательских работ на прогнозный период:#❝
Обосновываются мероприятия по доразведке и научно-исследовательским работам с целью уточнения геологического строения и повышения категорийности запасов, в том числе:#❝
б) количество, местоположение и очередность бурения скважин, необходимых для доразведки, возлагаемые на них задачи и объемы испытания;#❝
в) рекомендации по интервалам и объемам отбора керна, выполнению стандартных и специальных исследований по определению его фильтрационно-емкостных характеристик;#❝
6.18. Мероприятия по рациональному использованию и охране недр, обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами:#❝
6.18.2. Мероприятия по охране недр при производстве буровых работ:#❝
Приводятся основные требования в области охраны недр при производстве буровых работ к средствам очистки технологических жидкостей с целью минимизации загрязнения флюидосодержащих горизонтов; противовыбросовому оборудованию; токсичности и безопасности материалов и реагентов для их утилизации.#❝
Приводятся основные требования к долговечности крепления скважины и токсичности материалов для цементирования; контролируемые параметры и средства их измерения; методы, периодичность контроля качества и надежности системы крепления; мероприятия по предупреждению загрязнений.#❝
Приводятся основные требования к отработке пласта при освоении скважин, утилизации пластового флюида или его откачки в выкидную линию; хранению, транспортировке, применению и утилизации агрессивных сред, закачиваемых в скважины; созданию допустимой депрессии на пласт, цементное кольцо и эксплуатационную колонну.#❝
6.18.3. Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин:#❝
В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, с учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. При возникновении осложнений реализуются меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин). Приводятся требования к выполнению работ по консервации и ликвидации скважин.#❝
6.18.4. Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами:#❝
Приводятся основные нормативно-правовые документы по охране окружающей среды, дается характеристика основных источников воздействия на окружающую среду при производстве буровых работ. Указываются источники воздействия на окружающую среду, пути проникновения загрязняющих веществ в природные среды при производстве буровых работ.#❝
Приводятся основные мероприятия, направленные на уменьшение воздействия на окружающую среду, на расселение и природопользование местного населения, на предотвращение аварийных выбросов, локализацию и ликвидацию аварийных разливов, утилизацию отходов производства и потребления при производстве буровых работ.#❝
VII. Оформление проектного технического документа#❝
7.1. ПТД должен содержать данные, позволяющие производить анализ проектных решений без личного участия исполнителей ПТД.#❝
7.2. Для дополнительного обоснования проектных решений в ПТД могут быть включены дополнительные подразделы, дополнительные графические материалы и таблицы, без изменения нумерации обязательных разделов, таблиц и графических приложений.#❝
7.3. Материалы ПТД должны включать: текстовую часть, таблицы, рисунки, графические и табличные приложения, техническое задание на выполнение работы. Табличные приложения представляются в формате MS Excel.#❝
- раздел, предусмотренный пунктом 6.6 настоящих Правил, - нумеруется как глава 1, подразделы главы нумеруются как 1.1, 1.2, и далее по порядку;#❝
7.4. Если ПТД состоит из двух и более частей (томов), то каждая часть (том) должна включать свой титульный лист, соответствующий титульному листу первой части (тома) и содержащий сведения, относящиеся к данной части (тому).#❝
7.5. Страницы текста ПТД должны соответствовать формату листа А4, для таблиц допускается формат А3.#❝
7.6. ПТД выполняется любым печатным способом на одной стороне листа белой бумаги через полтора интервала. В качестве цвета шрифта используется черный. Используемая высота букв, цифр и других знаков - не менее 1,8 мм (кегль 12).#❝
7.7. Печать текста и оформление иллюстраций и таблиц выполняется с соблюдением качества, удовлетворяющего требованию их четкого воспроизведения.#❝
7.8. Страницы ПТД следует нумеровать арабскими цифрами, соблюдая сквозную нумерацию по каждой книге. Титульный лист ПТД включается в общую нумерацию страниц отчета. Номер страницы на титульном листе не проставляется.#❝
7.9. Таблицы, расположенные на отдельных листах, должны включаться в общую нумерацию страниц отчета. Иллюстрации и таблицы на листе формата А3 должны учитываться как одна страница.#❝
7.10. Название таблицы помещается над таблицей слева, без абзацного отступа в одну строку с ее номером через тире. Название рисунка помещается под рисунком слева.#❝
7.11. Таблицы, за исключением таблиц приложений, нумеруются арабскими цифрами сквозной нумерацией. Допускается нумеровать таблицы в пределах раздела.#❝
7.12. Сведения об использованных источниках располагаются в порядке появления ссылок на источники в тексте отчета и нумеруются арабскими цифрами без точки и печатаются с абзацного отступа.#❝
7.13. Приложение к ПТД оформляется в виде составной части ПТД или в виде самостоятельной части (тома).#❝
7.14. В приложениях используется сквозная нумерация страниц. При необходимости такое приложение может иметь "Содержание".#❝
7.15. Исходные данные по запасам УВС в пластах, их геолого-физические характеристики, результаты расчетов технологических показателей разработки приводятся в соответствии с требованиями, установленными Положением о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 31.10.2009 № 879 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 45, ст. 5352; 2015, № 34, ст. 4905).#❝
7.16. Графические материалы исполняются в соответствии с требованиями, установленными для составления горной графической документации. Перечень рекомендуемых графических приложений представлен в Приложении № 4 к настоящим Правилам.#❝
7.17. К ПТД прилагаются геологические и гидродинамические модели, включая пусковые файлы, обеспечивающие запуск моделей без присутствия исполнителей ПТД.#❝
7.18. Для представления ПТД на согласование в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118 к ПТД прилагается реферат, оформленный в виде отдельной книги.#❝
7.20. К реферату прилагаются следующие таблицы, предусмотренные Приложением № 3 к настоящим Правилам:#❝
в) сравнение проектных и фактических показателей разработки по ЭО и месторождению в целом в соответствии с таблицами 30 - 33;#❝
д) эффективность применения ГТМ и новых методов повышения извлечения УВС и интенсификации добычи УВС и прогноз их применения в соответствии с таблицами 43 - 44;#❝
з) сопоставление технологических и рентабельных извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС с числящимися на ГБЗ в соответствии с таблицами 66 - 74;#❝
и) технологические показатели разработки в соответствии с таблицами 38 - 41 по рекомендуемому варианту по промышленным категориям по ЭО и по месторождению в целом. Допускается представление таблиц на первые 10 лет по годам и далее по пятилеткам;#❝
Приложение № 1
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья#❝
СОДЕРЖАНИЕ
проектного технологического документа#❝
| Титульный лист | |
| Список исполнителей | |
| Информационная справка | |
| Введение | |
1 | Общие сведения о месторождении и лицензионном участке |
2 | Геолого-физическая характеристика месторождения |
2.1 | Геологическое строение месторождения |
2.2 | Гидрогеологические и инженерно-геологические условия |
2.3 | Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов |
2.4 | Свойства и состав пластовых флюидов |
2.5 | Запасы УВС |
3 | Состояние разработки месторождения |
3.1 | Основные этапы проектирования разработки месторождения |
3.2 | Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом |
3.3 | Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов |
3.4 | Анализ выработки запасов |
3.5 | Сопоставление фактических и проектных показателей разработки |
4 | Модели месторождения |
4.1 | Геологическая модель |
4.2 | Гидродинамическая модель |
5 | Проектирование разработки месторождения |
5.1 | Выделение эксплуатационных объектов |
5.2 | Технологические показатели вариантов разработки и выбор рекомендуемого варианта разработки |
6 | Методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов |
6.1 | Анализ эффективности применяемых методов |
6.2 | Обоснование применения методов повышения коэффициентов извлечения и интенсификации добычи УВС на прогнозный период. Программа применения методов |
6.3 | Опытно-промышленные работы |
7 | Экономическая оценка вариантов разработки |
7.1 | Методика и исходные данные для экономической оценки |
7.1.1 | Макроэкономические показатели и расчет чистых цен УВС |
7.1.2 | Система налогов и платежей |
7.1.3 | Оценка капитальных, текущих, эксплуатационных и внереализационных расходов |
7.2 | Технико-экономические показатели вариантов разработки |
7.3 | Анализ чувствительности |
8 | Характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС |
8.1 | Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения УВС |
8.2 | Обоснование рекомендуемых извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения |
8.3 | Анализ изменения извлекаемых запасов |
9 | Конструкции скважин, производство буровых работ, методы вскрытия пластов и освоения скважин, исследования скважин в процессе бурения, консервация и ликвидация скважин |
9.1 | Конструкции скважин и производство буровых работ |
9.2 | Методы вскрытия и освоения продуктивных пластов |
9.3 | Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе бурения |
9.4 | Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами |
9.5 | Консервация и ликвидация скважин |
10 | Техника и технология добычи УВС |
10.1 | Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин |
10.2 | Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования |
10.3 | Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин |
10.4 | Рекомендации к системе внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин |
10.5 | Рекомендации к системе поддержания пластового давления |
10.6 | Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод |
10.7 | Обеспечение водоснабжения |
10.7.1 | Обоснование выбора источника водоснабжения |
10.7.2 | Расчет потребности в воде и обеспеченность ее запасами подземных вод |
10.7.3 | Требования к качеству воды |
10.7.4 | Конструкции водозаборных скважин. Технологии бурения и опробования водозаборных скважин |
10.7.5 | Рекомендации по эксплуатации водозабора |
10.7.6 | Программа гидрогеологических наблюдений в процессе эксплуатации водозабора |
10.8 | Мероприятия по рациональному использованию попутного нефтяного газа |
11 | Контроль процесса разработки |
12 | Доразведка и научно-исследовательские работы |
12.1 | Выполнение программы доразведки и научно-исследовательских работ |
12.2 | Программа доразведки и научно-исследовательских работ на прогнозный период |
13 | Мероприятия по рациональному использованию и охране недр, обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами |
13.1 | Основные источники воздействия на недра при бурении и эксплуатации скважин |
13.2 | Мероприятия по охране недр при производстве буровых работ |
13.3 | Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин |
13.4 | Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами |
| Заключение |
| Список использованных источников | |
| Табличные приложения | |
| Графические приложения |
Приложение № 2
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья#❝
Наименование организации-исполнителя#❝
СОГЛАСОВАНО: Главный геолог
| УТВЕРЖДАЮ: Руководитель |
__________________ Ф.И.О. "__" ____________ 20__ г | __________________ Ф.И.О. "__" ____________ 20__ г. |
Приложение № 3
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья#❝
Перечень табличных приложений к проектным документам на разработку месторождений УВС#❝
| Таблица 1. | Общая характеристика залежей |
| Таблица 2. | Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС |
| Таблица 3. | Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом) |
| Таблица 4. | Характеристики вытеснения газа водой |
| Таблица 5. | Результаты опробований и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин |
| Таблица 6. | Результаты газодинамических исследований залежей и пластов |
| Таблица 7. | Результаты опробования и газодинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин (приводится только для ППЭ и ДППЭ) |
| Таблица 8. | Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, ГИС, ГДИ) |
| Таблица 9. | Свойства пластовой и дегазированной нефти |
| Таблица 10. | Компонентный состав нефти и растворенного газа |
| Таблица 11. | Количество и виды промысловых и лабораторных исследований свободного газа и конденсата |
| Таблица 12. | Свойства свободного газа, средний компонентный состав газа и конденсата |
| Таблица 13. | Средний фракционный состав и физико-химические свойства дегазированного (стабильного) конденсата |
| Таблица 14. | Средний групповой состав дегазированного (стабильного) конденсата, нефти |
| Таблица 15. | Результаты исследований газоконденсатных систем |
| Таблица 16. | Потенциальное содержание Cs + в в пластовом газе при снижении пластового давления |
| Таблица 17. | Свойства и химический состав пластовых вод |
| Таблица 18. | Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов |
| Таблица 19. | Сведения о запасах нефти на государственном балансе |
| Таблица 20 | Сведения о запасах растворенного газа на государственном балансе |
| Таблица 21. | Сведения о запасах свободного газа на государственном балансе |
| Таблица 22. | Сведения о запасах газа газовых шапок на государственном балансе |
| Таблица 23. | Сведения о запасах конденсата на государственном балансе |
| Таблица 24. | Сводная таблица подсчетных параметров, начальных запасов нефти и растворенного газа |
| Таблица 25. | Сводная таблица подсчетных параметров, начальных запасов свободного газа, газа газовой шапки, конденсата |
| Таблица 26. | Состояние реализации проектного фонда скважин |
| Таблица 27. | Характеристика фонда скважин |
| Таблица 28. | Основные технологические показатели разработки |
| Таблица 29. | Фактические технологические показатели разработки |
| Таблица 30. | Сравнение проектных и фактических показателей разработки (нефть) |
| Таблица 31. | Сравнение проектных и фактических показателей разработки (газ газовых шапок) |
| Таблица 32. | Сравнение проектных и фактических показателей разработки (свободный газ) |
| Таблица 33. | Сравнение проектных и фактических показателей разработки (добыча газа всего) |
| Таблица 34. | Сопоставление параметров и запасов УВС геологической модели с данными, представленными для утверждения |
| Таблица 35. | Сопоставление параметров и запасов УВС геологической и гидродинамической моделей |
| Таблица 36. | Основные исходные характеристики прогнозных вариантов разработки нефтяных ЭО |
| Таблица 37. | Основные исходные характеристики прогнозных вариантов разработки газовых и газоконденсатных ЭО |
| Таблица 38. | Технологические показатели разработки (нефть) |
| Таблица 39. | Технологические показатели разработки (газ газовых шапок) |
| Таблица 40. | Технологические показатели разработки (свободный газ) |
| Таблица 41. | Технологические показатели разработки (добыча газа всего) |
| Таблица 42. | Прогноз добычи воды для технологических нужд |
| Таблица 43. | Эффективность применения ГТМ, методов повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и интенсификации добычи нефти, прогноз их применения (нефть) |
| Таблица 44. | Эффективность применения ГТМ, методов повышения коэффициента извлечения конденсата (КИК) и интенсификации добычи газа, прогноз их применения (газ) |
| Таблица 45. | Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин |
| Таблица 46. | Экономические показатели, удельные затраты |
| Таблица 47. | Характеристика расчетных технико-экономических показателей вариантов разработки ЭО |
| Таблица 48. | Капитальные затраты в разработку нефтяных ЭО |
| Таблица 49. | Капитальные затраты в разработку газовых, газоконденсатных ЭО и ЭО с газовой шапкой |
| Таблица 50. | Эксплуатационные затраты (текущие затраты по статьям калькуляции) |
| Таблица 51. | Эксплуатационные затраты (текущие затраты по элементам затрат) |
| Таблица 52. | Расчет НДПИ при добыче нефти |
| Таблица 53. | Расчет НДПИ при добыче газа и (или) конденсата |
| Таблица 54. | Расчет прибыли от реализации продукции и ЧДД пользователя недр |
| Таблица 55. | Расчет дохода государства |
| Таблица 56. | Анализ чувствительности изменения ЧДД пользователя недр и рентабельно извлекаемых запасов УВС |
| Таблица 57. | Сопоставление коэффициентов извлечения нефти по вариантам разработки |
| Таблица 58. | Сопоставление коэффициентов извлечения газа газовой шапки и конденсата по вариантам разработки |
| Таблица 59. | Сопоставление коэффициентов извлечения свободного газа и конденсата по вариантам разработки |
| Таблица 60. | Сопоставление по вариантам разработки извлекаемых запасов нефти и растворенного газа, коэффициентов извлечения нефти |
| Таблица 61. | Сопоставление по вариантам разработки извлекаемых запасов газа газовой шапки и конденсата, коэффициентов извлечения газа и конденсата |
| Таблица 62. | Сопоставление по вариантам разработки извлекаемых запасов свободного газа и конденсата, коэффициентов извлечения газа и конденсата |
| Таблица 63. | Сопоставление рекомендуемых извлекаемых запасов нефти и КИН с числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых. |
| Таблица 64. | Сопоставление рекомендуемых извлекаемых запасов газа газовой шапки и конденсата с числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых |
| Таблица 65. | Сопоставление рекомендуемых извлекаемых запасов свободного газа и конденсата с числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых |
| Таблица 66. | Сопоставление запасов нефти |
| Таблица 67. | Сопоставление запасов растворенного газа |
| Таблица 68. | Сопоставление запасов газа газовой шапки |
| Таблица 69. | Сопоставление запасов свободного газа |
| Таблица 70. | Сопоставление запасов конденсата |
| Таблица 71. | Сопоставление рентабельных запасов нефти |
| Таблица 72. | Сопоставление рентабельных запасов газа газовой шапки |
| Таблица 73. | Сопоставление рентабельных запасов свободного газа |
| Таблица 74. | Сопоставление рентабельных запасов конденсата |
| Таблица 75. | Программа мероприятий по контролю за разработкой месторождения |
| Таблица 76. | Программа научно-исследовательских работ и доразведки (нефть) |
| Таблица 77. | Программа научно-исследовательских работ и доразведки (газ, конденсат) |
| Таблица 78. | Данные по объектам промыслового обустройства и внешней инфраструктуры |
______________________________
Приложение № 4
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья#❝
12. Карты подвижных запасов УВС на начало разработки, на дату подготовки ПТД и на конец разработки с единой шкалой для каждого объекта разработки/залежи по ГДМ#❝
13. Карта подъема (продвижения) ГВК для газовых и газоконденсатных залежей (при наличии подошвенной или краевой воды)#❝
14. Карта суммарных нефтенасыщенных толщин с размещением фактически пробуренного и проектного фонда скважин ЭО ________ Вариант ________#❝
15. Карта суммарных газонасыщенных толщин с размещением фактически пробуренного и проектного фонда скважин ЭО ________ Вариант ________#❝
Приложение № 5
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений УВС#❝
Общим принципом определения рекомендуемого варианта разработки ЭО является расчет интегрального показателя Toпт(i) для каждого варианта разработки ЭО:#❝
HNPV(i) - нормированный ЧДД пользователя недр i-гo варианта разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;#❝
Нддг(i) - нормированный накопленный дисконтированный доход государства для i-гo варианта разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;#❝
NPV1 ... NPVn - ЧДД пользователя недр для вариантов разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;#❝
ДДГ(i) - накопленный дисконтированный доход государства для i-гo варианта разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;#❝
ДДГ1 ... ДДГn - накопленные дисконтированные доходы государства для вариантов разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;#❝
Показатели ЧДД пользователя недр и накопленный дисконтированный доход государства (далее - ДДГ) рассчитываются за рентабельный срок разработки.#❝
Вариант разработки ЭО, нерентабельность которого (отрицательное значение ЧДД пользователя недр) обоснована в ПТД, исключается из выбора рекомендуемого варианта разработки при расчете Топт(i).#❝
Таким образом, для расчета Нддг(i) и HNPV(i) соответствующие показатели ДДГ(i) и NPV(i) для i-гo варианта разработки ЭО нормируются (делятся) на соответствующие максимальные значения среди вариантов разработки ЭО, рассчитанные в ПТД.#❝
Топт(i) округляется до третьего знака после запятой. Рекомендуемый вариант разработки определяется, как вариант разработки с максимальным значением показателя Топт(i).#❝
В случае равенства Топт(i) для двух и более вариантов разработки ЭО для рекомендуемого варианта разработки ЭО используются максимальные ЧДД за рентабельный срок разработки (пункт 5.5.13 настоящих Правил).#❝
Сопоставительный анализ технико-экономических показателей эффективности вариантов разработки ЭО и выбор рекомендуемого варианта разработки ЭО проводится без учета технико-экономических показателей разработки участков ОПР в границах ЭО.#❝
При отсутствии рентабельных вариантов разработки месторождения в целом (отрицательные ЧДД пользователя недр для всех вариантов разработки для всех ЭО) в случае решения недропользователя о целесообразности/необходимости разработки некоторых ЭО на основании имеющихся у пользователя недр обязательств, рекомендуемый вариант разработки месторождения в целом определяется как вариант разработки данных ЭО с максимальным ЧДД пользователя недр.#❝
О каких нормах
Документы того же органа рядом по дате
- О внесении изменений в примерную форму охотхозяйственного соглашения, утвержденную приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Феде — Приказ Минприроды России от 29.08.2019 № 582
- О внесении изменения в абзац третий пункта 27 Порядка проведения инвентаризации стационарных источников и выбросов вредных (загрязняющих) веществ в ат — Приказ Минприроды России от 17.09.2019 № 627
- О внесении изменений в Правила разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные приказом Минприроды России от 14 июня 2016 г. № 356 — Приказ Минприроды России от 20.09.2019 № 638
- О внесении изменений в Порядок определения нормативных затрат на выполнение государственных работ федеральными государственными бюджетными учреждениям — Приказ Минприроды России от 20.09.2019 № 637
- Об утверждении Методики проведения конкурса на замещение вакантной должности федеральной государственной гражданской службы в Министерстве природных р — Приказ Минприроды России от 30.09.2019 № 656
- О внесении изменений в Форму государственного водного реестра, утвержденную приказом Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 29 мая 20 — Приказ Минприроды России от 07.10.2019 № 666
- О внесении изменений в приложение 2 к Методике расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами, утвержденной приказо — Приказ Минприроды России от 15.10.2019 № 681
- О признании утратившими силу приказа Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 10 ноября 2010 г. № 491 "Об утверждении перечн — Приказ Минприроды России от 20.11.2019 № 778