Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 20.09.2019 № 639

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:

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.

Исполняющий обязанности
Министра природных ресурсов
и экологии Российской Федерации                              Д.Г.Храмов

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минприроды России
от 20 сентября 2019 г. № 639

Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

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.

1.3. Настоящие Правила распространяются на проекты пробной эксплуатации месторождений (залежей), технологические схемы разработки, технологические проекты разработки и дополнения к ним.

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:

а) лицензия на пользование недрами и условия пользования участком недр;

б) техническое задание на проектирование;

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;

д) данные бурения всех категорий скважин;

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);

з) результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

и) результаты промысловых испытаний различных технологий воздействия на пласт;

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);

м) дополнительные материалы по запросу организации-составителя ПТД.

III. Технические проекты разработки месторождений углеводородного сырья

3.1. Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи):

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:

а) три года - для мелких и очень мелких месторождений;

б) пять лет - для средних месторождений;

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.

Прогнозные годы в ППЭ и ДППЭ нумеруются порядковыми числительными, начиная с первого года. Первым прогнозным годом считается год, в котором будет начата добыча УВС согласно данному ППЭ или ДППЭ.

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;

б) наличие и характер тектонических нарушений;

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;

д) тип, минеральный и гранулометрический состав пород продуктивных пластов;

е) фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов (в том числе: пористость, проницаемость, параметры трещин для трещиноватых коллекторов);

ж) геомеханические свойства пород;

з) начальные значения нефтегазонасыщенности пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

и) значения начальных пластовых давлений и температур всех 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);

р) смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов;

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;

у) средние значения коэффициентов теплопроводности, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей (для залежей с нефтью повышенной вязкости);

ф) другие параметры и величины, необходимые для корректного построения геологической и гидродинамической (газодинамической) моделей.

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;

б) выявления новых продуктивных пластов;

в) выделения дополнительных участков пробной эксплуатации на залежах, выявленных после утверждения ПТД;

г) необходимости изменения выделенных ЭО;

д) уточнения или изменения технологических решений по системе разработки.

3.1.9. В случае отсутствия необходимых исходных данных в ППЭ и дополнения к нему могут не включаться следующие разделы отчета:

а) состояние разработки месторождения;

б) модели месторождения;

в) методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов;

г) анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин.

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. Технологическая схема разработки:

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:

а) выделение ЭО;

б) создание трехмерной гидродинамической модели (далее - ГДМ) месторождения на основе выполненной при подсчете запасов геологической модели;

в) обоснование систем разработки и технологий воздействия;

г) планирование методов интенсификации добычи УВС;

д) прогноз технологических показателей разработки;

е) обоснование коэффициентов извлечения УВС из пластов;

ж) технико-экономическое обоснование варианта разработки, рекомендуемого для согласования в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118;

з) подготовка программы исследовательских работ, мониторинга и контроля разработки и доразведки месторождения.

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;

б) получения положительных результатов, проведенных на месторождении ОПР, и возможности их распространения на объект разработки или изменения (не подтверждения) эффективности проводимых геолого-технологических (технических) мероприятий (далее - ГТМ);

в) необходимости изменения технологии и системы разработки месторождения (ЭО).

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. Технологический проект разработки:

3.3.1. ТПР составляется для месторождений с долей начальных геологических запасов категории А по основному полезному ископаемому более 75%.

3.3.2. Основные задачи ТПР и ДТПР:

а) определение структуры остаточных запасов УВС;

б) уточнение ГДМ продуктивных пластов;

в) подготовка мероприятий по рациональному использованию пробуренного фонда скважин;

г) составление программы применения методов интенсификации добычи и повышения коэффициента извлечения УВС;

д) обоснование коэффициентов извлечения и остаточных запасов УВС на момент завершения разработки;

е) определение общих требований для обеспечения экологической безопасности при консервации завершенного разработкой месторождения и ликвидации промысловых объектов.

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;

б) получения положительных результатов, проведенных на месторождении ОПР, и возможности их распространения на объект разработки или изменении (не подтверждения) эффективности проводимых ГТМ;

в) необходимости изменения технологии и системы разработки.

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

4.1. Для составления ПТД предусматривается составление Технического задания. В Техническом задании для каждого вида ПТД в соответствии с главой III настоящих Правил прописываются основные положения, отвечающие целям и задачам данного ПТД.

4.2. В Техническом задании указываются перечень информации, предоставляемой составителю (проектировщику) ПТД, и дата, по состоянию на которую составляется ПТД.

V. Основные требования к проектированию разработки месторождений углеводородного сырья

5.1. Принимаемые для проектирования запасы УВС:

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:

а) эмпирических методов;

б) покоэффициентного метода;

в) метода аналогий.

КИН, КИГ и КИК, рассчитанные при помощи ГДМ, не являются приоритетными, а рассматриваются как дополнительный инструмент обоснования в рамках ППЭ.

5.2. Выделение эксплуатационных объектов:

5.2.1. ЭО включает залежь нефти (газа) или часть залежи или несколько залежей нефти (газа).

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;

г) нефти имеют близкие свойства (во избежание смешения нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки);

д) объединяемые газовые и газоконденсатные залежи имеют близкие характеристики по составу пластовых флюидов и термобарические условия.

5.2.6. Самостоятельный ЭО разрабатывается единой сеткой эксплуатационных скважин.

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. Обоснование вариантов разработки:

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:

а) трех - в TCP и ДТСР;

б) двух - в ТПР и ДТПР;

Меньшее число вариантов разработки по ЭО должно быть обосновано. В ППЭ и дополнениях к нему допускается рассмотрение одного варианта разработки.

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.

Выбор регулярных систем размещения скважин осуществляется с учетом опыта разработки подобных залежей. Для залежей сложной конфигурации и незначительных размеров могут использоваться нерегулярные (избирательные) системы размещения скважин.

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.

При первоначальном выборе плотности сетки скважин учитываются системы размещения и плотности сеток скважин, апробированные на подобных месторождениях (залежах) данного района.

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:

а) основные особенности геологического строения залежи;

б) тип коллектора;

в) неоднородность строения, фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов;

г) физико-химические свойства насыщающих флюидов и закачиваемых в пласт агентов вытеснения;

д) историю разработки;

е) механизм проектируемых процессов разработки;

ж) системы размещения скважин и возможность их трансформации;

з) режимы работы скважин и возможность их изменения.

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;

б) добывающих газовых или газоконденсатных скважин при снижении устьевого давления ниже давления, обеспечивающего технологическую возможность подачи газа для подготовки и магистрального транспорта;

в) для морских месторождений проектный срок разработки определяют, учитывая нормативные сроки службы установок и сооружений, расположенных в морях.

Другие условия, принятые при проектировании, обосновываются специальными расчетами.

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. Рекомендуемый вариант разработки:

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.

Проектные показатели разработки по категории А + В1 + В2 в целом по месторождению согласовываются и утверждаются в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118, до конца разработки для проектирования обустройства месторождения.

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. Технико-экономическая оценка вариантов разработки:

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. Качество геологических и гидродинамических моделей:

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).

5.6.4. Трехмерная ГДМ представляется по всем вариантам разработки и включает в себя рассчитанную историю разработки, результаты расчета прогнозных показателей разработки по всем вариантам. В модели обеспечивается возможность запуска расчета.

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.

Текстовая часть включает разделы, предусмотренные Приложением № 1 к настоящим Правилам.

6.2. Титульный лист:

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. Информационная справка об объеме 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:

а) административное расположение месторождения;

б) данные о лицензионном участке, на территории которого находится месторождение;

в) организация - пользователь недр лицензионного участка с указанием почтового адреса;

г) данные о лицензии на пользование недрами (серия, номер, вид, дата выдачи, срок действия);

д) даты открытия и ввода месторождения в разработку;

е) условия пользования лицензионным участком, требующие учета при составлении ПТД;

ж) принципиальные положения технического задания.

6.6. Общие сведения о месторождении и лицензионном участке:

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. Геолого-физическая характеристика месторождения:

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:

а) таблицы 1 и 2 Приложения № 3 к настоящим Правилам;

б) схемы совмещения залежей в плане в границах месторождения (для многопластовых месторождений);

в) характерные геологические разрезы вдоль и вкрест простирания, дающие представление о геологическом строении продуктивных пластов;

г) структурные карты;

д) карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин по подсчетным объектам.

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.

В разделе приводится следующий табличный и графический материал в соответствии с Приложениями № 3 и № 4 к настоящим Правилам:

а) таблицы 3 - 8 Приложения № 3 к настоящим Правилам;

б) графики зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности;

в) графики зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости;

г) графики зависимости коэффициента вытеснения от начальной и остаточной нефтенасыщенностей;

д) графики зависимости фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности.

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:

а) объемы проведенных исследований свойств и состава газа и газоконденсата;

б) основные результаты промысловых газоконденсатных исследований и лабораторных исследований проб газа и конденсата;

в) состав пластового газа;

г) обоснование начального потенциального содержания конденсата в пластовом газе; потерь конденсата и изотермы конденсации;

д) физико-химические свойства конденсата.

Результаты исследований, предусмотренные настоящим подпунктом, приводятся в соответствии с таблицами 9 - 17 Приложения № 3 к настоящим Правилам:

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.

Приводятся характеристики пластовых флюидов, используемые для гидродинамической модели:

а) по нефтяным залежам и нефтяным оторочкам: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре;

б) по газонефтяным и газовым залежам с нефтяной оторочкой: зависимости от давления при пластовой температуре содержания конденсата, объемного коэффициента и вязкости газа и конденсата.

Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приводится в соответствии с таблицей 18 Приложения № 3 к настоящим Правилам.

6.7.5. Запасы УВС:

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.

Для газонефтяных, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и газовых залежей с нефтяной оторочкой дополнительно приводятся сведения о запасах свободного газа, газа газовых шапок, конденсата в соответствии с таблицами 21, 22, 23, 25 Приложения № 3 к настоящим Правилам.

Сопоставление представляемых к проектированию запасов УВС с числящимися на ГБЗ приводятся в соответствии с таблицами 66 - 70 Приложения № 3 к настоящим Правилам.

6.8. Состояние разработки месторождения:

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.

Приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число ПТД, организации-проектировщики, основные этапы и цели проектирования.

Приводится краткий анализ выполнения действующего утвержденного ПТД, при невыполнении основных положений - указание причин их невыполнения.

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 графических приложениях к отчету представляются:

а) карты текущего состояния разработки;

б) карты накопленных отборов УВС и объемы закачиваемых в пласт вытесняющих агентов;

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.

Приводятся графики динамики пластовых и забойных давлений по годам, карты изобар на дату подготовки ПТД.

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;

б) изменение нефтегазонасыщенности во времени, продвижение закачиваемых и пластовых вод;

в) данные о распределении отборов и закачки при совместном и раздельном вскрытии пластов;

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.

Для газовых и газоконденсатных залежей в разделе приводятся карты подъема ГВК.

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.

На основании анализа текущего состояния разработки объекта формулируются выводы об эффективности применяемых систем разработки и определяются основные направления их совершенствования.

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. Модели месторождения:

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.

Приводится способ подсчета геологических запасов УВС в терминах построения геологической 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.

На рисунках, представляются основные результаты моделирования:

а) характерные вертикальные разрезы кубов параметров (проницаемость, насыщенность);

б) функции модифицированных относительных фазовых проницаемостей;

в) зависимости параметров флюидов от давления;

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.

Детальность представления материалов раздела определяется исполнителями ПТД, в зависимости от сложности геологического строения и сроков эксплуатации месторождения.

6.10. Проектирование разработки месторождения:

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.

Приводятся карты суммарных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин, карты совмещенных контуров по ЭО.

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.

Схемы размещения проектного фонда скважин по вариантам и ЭО представляются на картах эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин в графических приложениях, допускается приводить схемы размещения скважин на картах плотности текущих подвижных запасов.

На рисунках или в графических приложениях приводятся карты, характеризующие состояние выработки запасов по рекомендуемым вариантам по ЭО на последний год разработки (например, плотность остаточных запасов, текущая нефтенасыщенность).

6.11. Методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов:

6.11.1. Анализ эффективности применяемых методов:

а) краткая характеристика применяемых технологий по видам воздействия;

б) объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки;

в) результаты применения методов по видам воздействия или технологиям с приведением характерных графиков, зависимостей, таблиц;

г) выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения.

Оценка эффективности применяемых методов может проводиться на основе статистических методов, а также на основе гидродинамического моделирования.

На основе анализа эффективности даются рекомендации для дальнейшего применения наиболее эффективных методов.

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:

а) наименования рекомендуемых к применению технологий по видам воздействия;

б) геолого-физических граничных условий применения технологий;

в) объемов применения методов по видам воздействия и технологиям;

г) эффективности применения методов и видов воздействия по годам разработки за проектный период;

д) оценка эффективности применения методов приводится с использованием ГДМ. В случае невозможности такой оценки, приводится обоснование принятой методики оценки эффективности рассматриваемых методов.

Объемы и эффективность применения геолого-технических мероприятий интенсификации добычи УВС представляются в соответствии с таблицами 43, 44 Приложения № 3 к настоящим Правилам.

Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин представляется в соответствии с таблицей 45 Приложения № 3 к настоящим Правилам.

6.11.3. Опытно-промышленные работы:

Для оценки эффективности технических средств и технологий нефте- и (или) газо- и (или) конденсатоизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы опытно-промышленные работы по их испытанию на ЭО месторождения.

Технико-экономические показатели разработки участков ОПР определяются на весь расчетный период по ЭО и месторождению в целом.

6.12. Экономическая оценка вариантов разработки:

6.12.1. Методика и исходные данные для экономической оценки:

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.

Приводится информация (или указываются разделы и таблицы ПТД) о наличии или отсутствии оснований для применения пониженных ставок налогов или особых формул расчета вывозных таможенных пошлин.

В случае реализации проекта в режиме соглашения о разделе продукции (далее - СРП), расчет доходов недропользователя и государства проводится в соответствии с применимыми условиями СРП.

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.

При расчете капитальных вложений по промысловым объектам и (или) укрупненным нормативам, таблицы 46, 48, 49 Приложения № 3 к настоящим Правилам корректируются соответствующим образом.

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%);

цена реализации УВС и СПГ;

объем капитальных затрат;

объем текущих затрат.

Анализ чувствительности представляется в соответствии с таблицей 56 Приложения № 3 к настоящим Правилам. В случае необходимости, может быть проведен дополнительный анализ чувствительности рентабельно извлекаемых запасов к изменению других технико-экономических показателей.

6.13. Характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС:

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.

Сопоставление технологических и рентабельно извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС с запасами и коэффициентами извлечения УВС, учтенными в ГБЗ, приводится в соответствии с таблицами 66 - 74 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:

В разделе приводятся следующие сведения:

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;

в) рекомендации по технологии производства буровых работ с учетом требований в области промышленной безопасности на опасных производственных объектах нефтегазодобывающих производств, а также требований противофонтанной и газовой безопасности.

6.14.2. Методы вскрытия и освоения продуктивных пластов:

Приводятся рекомендации по методам первичного и вторичного вскрытия пластов с учетом их геолого-физических характеристик, мерам по предупреждению ухудшения свойств призабойной зоны пласта в процессе бурения.

При освоении добывающих и нагнетательных скважин рекомендуются способы вызова притока, методы обработки призабойной зоны и интенсификации притоков, обеспечивающие восстановление или повышение естественной проницаемости.

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.

Раздел должен содержать:

а) комплексы геофизических и геолого-технологических исследований, осуществляемых для контроля процесса бурения и траектории скважин в зависимости от их назначения, сложности геологического разреза и параметров профиля;

б) полный комплекс геофизических, гидродинамических и геохимических исследований для изучения параметров геологического разреза и продуктивных пластов, рассматриваемых в ПТД.

6.14.4. Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами:

Приводится описание мероприятий, направленных на обеспечение безопасного ведения работ при производстве буровых работ, вскрытии пластов и освоении, консервации и ликвидации скважин.

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. Техника и технология добычи УВС:

6.15.1. Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин.

Приводится статистическая информация о фактических режимах работы добывающих скважин, в том числе:

а) дебиты по нефти, жидкости, газу, конденсату;

б) пластовые, забойные, устьевые давления, депрессии;

в) конструкции скважинного оборудования;

г) глубины спуска оборудования;

д) динамические уровни;

е) коэффициент использования фонда скважин;

ж) межремонтный период работы скважин, наработку подземного оборудования на отказ.

Оцениваются соответствие фактических и проектных параметров, исследуются причины простоя скважин, предлагаются геолого-технические мероприятия по повышению эффективности использования скважин.

6.15.2. Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования:

Дается обоснование следующих параметров:

а) забойные и устьевые давления и температуры в добывающих скважинах;

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.

Для газлифтного способа эксплуатации скважин обосновываются типы рекомендуемых газлифтных установок (компрессорный, бескомпрессорный, непрерывный, периодический, с плунжером), ресурсы и источники рабочего агента (газа), устьевое давление и удельные расходы рабочего агента.

В вариантах одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов одной скважиной обосновывается выбор специального устьевого и внутрискважинного оборудования, обеспечивающего контроль и регулирование процесса разработки каждого пласта.

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:

а) вынос песка и образование песчаных пробок;

б) для газовых скважин предусматриваются мероприятия по обеспечению выноса жидкости (воды и конденсата), использование методов удаления "конденсатных банок" из призабойной зоны скважины;

в) коррозия оборудования;

г) отложение парафина, смол, асфальтенов и солей в подземном и наземном оборудовании;

д) гидратообразование в насосно-компрессорных трубах, затрубном пространстве и напорных линиях скважин;

е) застывание нефти в стволе скважины и системе сбора продукции;

ж) замерзание продукции на устьях и стволах нагнетательных и добывающих скважин, напорных и выкидных линий;

з) образование жидкостных пробок для газовых и газоконденсатных скважин при низких скоростях потока;

и) риски разрушения призабойной зоны;

к) риски абразивного износа из-за выноса мехпримесей;

л) образование конусов воды и газа.

Даются рекомендации по технике и технологиям глушения скважин с сохранением коллекторских свойств призабойной зоны.

6.15.4. Рекомендации к системе внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин:

Дается описание принципиальной схемы системы сбора и подготовки нефти, газа, конденсата и воды.

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.

Для газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений обосновывается расход газа и конденсата на собственные нужды и потери при освоении и исследовании скважин и проведении технологических операций (в том числе продувки для выноса жидкости).

Для планируемых к вводу в разработку морских месторождений обосновывается предлагаемый к использованию тип объектов обустройства (искусственные островные и эстакадные сооружения, стационарные и плавучие платформы, подводные добычные комплексы, иной тип объектов обустройства).

6.15.5. Рекомендации к системе поддержания пластового давления:

Дается краткое описание системы ППД проектируемого месторождения.

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.