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

Уточняются источники водоснабжения, мощности системы водоподготовки и кустовых насосных станций. Мощности объектов системы ППД рассчитываются на проектный объем максимальной годовой закачки воды. При необходимости даются предложения по расширению системы ППД.

Определяются требования к внутрискважинному оборудованию, в том числе для одновременно-раздельной закачки.

При избытке подтоварной воды даются рекомендации по использованию геологических объектов для закачки подтоварной воды, количеству и местоположению поглощающих скважин для закачки в них излишков вод.

При применении других технологий (например, газового и водогазового воздействия, физико-химического воздействия, закачки пара или горячей воды) выполняются аналогичные процедуры анализа, обоснования и расчетов.

Варианты с поддержанием пластового давления для разработки газоконденсатных залежей рассматриваются для уникальных по содержанию конденсата залежей. При расчете вариантов разработки с ППД приводятся:

а) обоснование типа и объемов закачиваемого агента (сухого отбензиненного газа, неуглеводородных газов);

б) обоснование давления нагнетания и мощности компрессорной станции;

в) подбор оборудования для учета объемов закачиваемого агента;

г) обеспечение контроля за изменением состава добываемой продукции из скважин;

д) проведение оценки увеличения коэффициента конденсатоотдачи пласта и экономической эффективности вариантов с ППД.

6.15.6. Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод:

На проектный период приводится баланс вод, закачиваемых в продуктивные отложения и отбираемых (в том числе попутно добываемых) из подземных водоносных горизонтов и поверхностных источников.

Дается обоснование:

а) мероприятий по обеспечению баланса закачки воды и отбора жидкости;

б) выбора подземного водоносного горизонта;

в) конструкции поглощающих скважин и внутрискважинного оборудования;

г) количества и местоположения поглощающих скважин.

6.15.7. Обеспечение водоснабжения:

Данный раздел является дополнительным и включается в состав ПТД в случаях необходимости согласования проектной документации на добычу подземных вод для собственных производственных и технологических нужд.

Выбор источника водоснабжения основывается на оценке запасов и качестве воды источника. Источниками для закачки воды в пласт могут быть: открытые водоемы (реки, озера, моря); грунтовые воды, к которым относятся подруеловые воды; водоносные горизонты данного месторождения; сточные воды, состоящие из смеси, добытой вместе с нефтью, газом и конденсатом пластовой воды, воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке УВС, ливневые воды промысловых объектов. Использование для нужд ППД воды осуществляется при недопущении образования нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой и отрицательного влияния на нефте- и (или) газо- и (или) конденсатоотдачу пластов.

Раздел должен содержать:

а) обоснование выбора источника водоснабжения;

б) расчет потребности в воде и обеспеченность ее запасами подземных вод;

в) требования к качеству воды;

г) конструкции водозаборных скважин, способы бурения и опробование скважин;

д) рекомендации по эксплуатации водозабора;

е) программу гидрогеологических наблюдений в процессе эксплуатации водозабора.

6.15.8. Мероприятия по рациональному использованию попутного нефтяного газа:

Приводится комплекс мероприятий по обеспечению рационального использования ПНГ в соответствии с требованиями, установленными законодательством Российской Федерации о недрах, в том числе для целей повышения нефтеотдачи.

Промышленная разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений допускается только при условии, когда добываемый вместе с нефтью газ используется для коммерческой реализации, собственных производственных и технологических нужд или, в целях временного хранения, закачивается в специальные подземные хранилища, в разрабатываемые или подлежащие разработке нефтяные пласты.

6.16. Контроль процесса разработки:

В разделе с учетом геологического строения и стадии разработки месторождения обосновываются цели, задачи и мероприятия по контролю за процессом разработки. Для разрабатываемых месторождений анализируется эффективность реализуемой системы наблюдений и применяемых методов контроля и, в случае необходимости, вносятся уточнения и дополнения в ранее принятые решения. Для крупных месторождений обосновываются требования к опорным сетям наблюдений по видам контроля.

Количество и местоположение контрольных скважин различных типов (наблюдательных, пьезометрических, геофизических) и сроки их строительства, их местоположение приводятся на картах размещения эксплуатационных скважин. Предусматривается проведение первичных и фоновых исследований и измерений по новым скважинам.

Обосновываются и приводятся требования и рекомендации по методам, оборудованию, объему и периодичности исследований и измерений по:

а) контролю за изменением пластовых давлений в процессе разработки;

б) гидродинамическим методам исследования с целью определения и контроля изменения продуктивности скважин, гидродинамических характеристик пластов и изучения гидродинамической связи по площади и разрезу;

в) регистрации динамических характеристик потока флюидов в эксплуатационных скважинах (давление, температура, расход продукции), в том числе дистанционным методам контроля режимов работы скважин;

г) контролю обводненности и газового фактора продукции нефтяных скважин;

д) определению количества и состава конденсационных и пластовых вод, выносимых вместе с газом из газовых и газоконденсатных скважин;

е) контролю текущей газоконденсатной характеристики газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей;

ж) наблюдению за водонапорным бассейном и продвижением воды в залежи в пьезометрических скважинах (измерения статических уровней, отборы проб, объемы гидрохимических исследований);

з) индикаторным исследованиям в целях определения направления и скорости перемещения пластовых флюидов, уточнения геологического строения и степени неоднородности продуктивных пластов;

и) физико-химическим исследованиям поверхностных и глубинных проб нефти, газа, конденсата и воды;

к) промыслово-геофизическому контролю за процессом разработки залежей и работой отдельных скважин, в том числе по определению профилей притока и приемистости, текущей нефтегазонасыщенности, положения флюидальных контактов, продвижения фронтов вытеснения при закачке нагнетаемых агентов;

л) геофизическим исследованиям по контролю технического состояния скважин.

Приводятся рекомендации по комплексированию рассматриваемых исследований с другими геолого-промысловыми наблюдениями.

Перечень мероприятий и исследований по видам контроля и их периодичности приводится в соответствии с таблицей 75 Приложения № 3 к настоящим Правилам.

6.17. Доразведка и научно-исследовательские работы:

6.17.1. Выполнение программы доразведки и научно-исследовательских работ:

Приводятся сведения о выполнении программы, предусмотренной действующим ПТД. Выделяются недостаточно разведанные залежи и (или) участки, и обосновывается необходимость их доразведки.

6.17.2. Программа доразведки и научно-исследовательских работ на прогнозный период:

Обосновываются мероприятия по доразведке и научно-исследовательским работам с целью уточнения геологического строения и повышения категорийности запасов, в том числе:

а) участки, объемы и сроки проведения сейсмических исследований;

б) количество, местоположение и очередность бурения скважин, необходимых для доразведки, возлагаемые на них задачи и объемы испытания;

в) рекомендации по интервалам и объемам отбора керна, выполнению стандартных и специальных исследований по определению его фильтрационно-емкостных характеристик;

г) рекомендации по стандартным и специальным комплексам промыслово-геофизических исследований, гидродинамическим и газоконденсатным исследованиям скважин, отбору проб и физико-химическим исследованиям пластовых флюидов;

д) рекомендации по выполнению необходимых тематических и научно- исследовательских работ.

Приводится программа доразведки и исследовательских работ в соответствии с таблицами 76, 77 Приложения № 3 к настоящим Правилам.

6.18. Мероприятия по рациональному использованию и охране недр, обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами:

Приводятся основные организационно-технические и технологические мероприятия, обеспечивающие охрану недр, окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией данного месторождения.

6.18.1. Основные источники воздействия на недра при бурении и эксплуатации скважин:

Дается характеристика основных источников воздействия на недра.

Указываются источники воздействия на недра при производстве буровых работ, геологические зоны и объекты, подвергающиеся загрязнению; пути проникновения загрязняющих веществ в геологические объекты.

6.18.2. Мероприятия по охране недр при производстве буровых работ:

Приводятся основные требования в области охраны недр при производстве буровых работ к средствам очистки технологических жидкостей с целью минимизации загрязнения флюидосодержащих горизонтов; противовыбросовому оборудованию; токсичности и безопасности материалов и реагентов для их утилизации.

Приводятся основные требования к долговечности крепления скважины и токсичности материалов для цементирования; контролируемые параметры и средства их измерения; методы, периодичность контроля качества и надежности системы крепления; мероприятия по предупреждению загрязнений.

Приводятся основные требования к отработке пласта при освоении скважин, утилизации пластового флюида или его откачки в выкидную линию; хранению, транспортировке, применению и утилизации агрессивных сред, закачиваемых в скважины; созданию допустимой депрессии на пласт, цементное кольцо и эксплуатационную колонну.

Приводятся основные мероприятия по предупреждению межпластовых и заколонных перетоков из других объектов.

6.18.3. Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин:

В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за выработкой запасов, с учетом добываемой продукции и ее потерь, состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода эксплуатации. При возникновении осложнений реализуются меры по их устранению (ремонтно-изоляционные работы, консервация и ликвидация скважин). Приводятся требования к выполнению работ по консервации и ликвидации скважин.

6.18.4. Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами:

Приводятся основные нормативно-правовые документы по охране окружающей среды, дается характеристика основных источников воздействия на окружающую среду при производстве буровых работ. Указываются источники воздействия на окружающую среду, пути проникновения загрязняющих веществ в природные среды при производстве буровых работ.

Приводятся основные мероприятия, направленные на уменьшение воздействия на окружающую среду, на расселение и природопользование местного населения, на предотвращение аварийных выбросов, локализацию и ликвидацию аварийных разливов, утилизацию отходов производства и потребления при производстве буровых работ.

Приводятся мероприятия по организации природоохранной деятельности и осуществлению производственного экологического мониторинга.

6.19. Заключение:

В Заключении формулируются принципиальные положения ПТД и рекомендуемого варианта разработки.

Приводятся рекомендуемые для утверждения в рамках государственной экспертизы запасов полезных ископаемых коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС по подсчетным объектам и месторождению в целом.

6.20. Список использованных источников:

Приводятся названия материалов, авторы, место и год издания (составления).

VII. Оформление проектного технического документа

7.1. ПТД должен содержать данные, позволяющие производить анализ проектных решений без личного участия исполнителей ПТД.

7.2. Для дополнительного обоснования проектных решений в ПТД могут быть включены дополнительные подразделы, дополнительные графические материалы и таблицы, без изменения нумерации обязательных разделов, таблиц и графических приложений.

7.3. Материалы ПТД должны включать: текстовую часть, таблицы, рисунки, графические и табличные приложения, техническое задание на выполнение работы. Табличные приложения представляются в формате MS Excel.

Текстовая часть нумеруется следующим образом:

- разделы, предусмотренные пунктами 6.2, 6.3, 6.4, 6.5 настоящих Правил, - не нумеруются;

- раздел, предусмотренный пунктом 6.6 настоящих Правил, - нумеруется как глава 1, подразделы главы нумеруются как 1.1, 1.2, и далее по порядку;

- раздел, предусмотренный пунктом 6.7 настоящих Правил, нумеруется как глава 2, раздел 6.8 нумеруется как глава 3 и далее по порядку.

Объемы и детальность проработки отдельных разделов определяются исполнителями ПТД, а также техническим заданием, в зависимости от сложности строения залежей, количества ЭО и рассматриваемых вариантов их разработки, стадии проектирования.

7.4. Если ПТД состоит из двух и более частей (томов), то каждая часть (том) должна включать свой титульный лист, соответствующий титульному листу первой части (тома) и содержащий сведения, относящиеся к данной части (тому).

7.5. Страницы текста ПТД должны соответствовать формату листа А4, для таблиц допускается формат А3.

7.6. ПТД выполняется любым печатным способом на одной стороне листа белой бумаги через полтора интервала. В качестве цвета шрифта используется черный. Используемая высота букв, цифр и других знаков - не менее 1,8 мм (кегль 12).

7.7. Печать текста и оформление иллюстраций и таблиц выполняется с соблюдением качества, удовлетворяющего требованию их четкого воспроизведения.

7.8. Страницы ПТД следует нумеровать арабскими цифрами, соблюдая сквозную нумерацию по каждой книге. Титульный лист ПТД включается в общую нумерацию страниц отчета. Номер страницы на титульном листе не проставляется.

7.9. Таблицы, расположенные на отдельных листах, должны включаться в общую нумерацию страниц отчета. Иллюстрации и таблицы на листе формата А3 должны учитываться как одна страница.

7.10. Название таблицы помещается над таблицей слева, без абзацного отступа в одну строку с ее номером через тире. Название рисунка помещается под рисунком слева.

7.11. Таблицы, за исключением таблиц приложений, нумеруются арабскими цифрами сквозной нумерацией. Допускается нумеровать таблицы в пределах раздела.

7.12. Сведения об использованных источниках располагаются в порядке появления ссылок на источники в тексте отчета и нумеруются арабскими цифрами без точки и печатаются с абзацного отступа.

7.13. Приложение к ПТД оформляется в виде составной части ПТД или в виде самостоятельной части (тома).

7.14. В приложениях используется сквозная нумерация страниц. При необходимости такое приложение может иметь "Содержание".

7.15. Исходные данные по запасам УВС в пластах, их геолого-физические характеристики, результаты расчетов технологических показателей разработки приводятся в соответствии с требованиями, установленными Положением о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 31.10.2009 № 879 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 45, ст. 5352; 2015, № 34, ст. 4905).

7.16. Графические материалы исполняются в соответствии с требованиями, установленными для составления горной графической документации. Перечень рекомендуемых графических приложений представлен в Приложении № 4 к настоящим Правилам.

7.17. К ПТД прилагаются геологические и гидродинамические модели, включая пусковые файлы, обеспечивающие запуск моделей без присутствия исполнителей ПТД.

7.18. Для представления ПТД на согласование в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118 к ПТД прилагается реферат, оформленный в виде отдельной книги.

7.19. В реферате приводится краткое изложение следующих основных положений ПТД:

а) общие сведения о месторождении;

б) краткая геологическая характеристика;

в) геолого-промысловая характеристика;

г) сведения о запасах;

д) история проектирования разработки;

е) состояние разработки;

ж) принципиальные положения рассматриваемого ПТД;

з) экономическое обоснование варианта, рекомендуемого к применению;

и) характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС;

к) рекомендации по доизучению месторождения и программа исследовательских работ;

л) охрана недр.

7.20. К реферату прилагаются следующие таблицы, предусмотренные Приложением № 3 к настоящим Правилам:

а) состояние запасов УВС в соответствии с таблицами 19 - 25;

б) геолого-геофизическая характеристика ЭО в соответствии с таблицей 18;

в) сравнение проектных и фактических показателей разработки по ЭО и месторождению в целом в соответствии с таблицами 30 - 33;

г) характеристика фонда скважин в соответствии с таблицей 27;

д) эффективность применения ГТМ и новых методов повышения извлечения УВС и интенсификации добычи УВС и прогноз их применения в соответствии с таблицами 43 - 44;

е) исходные данные для расчета экономических показателей в соответствии с таблицей 46;

ж) основные технико-экономических показатели вариантов разработки в соответствии с таблицей 47;

з) сопоставление технологических и рентабельных извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС с числящимися на ГБЗ в соответствии с таблицами 66 - 74;

и) технологические показатели разработки в соответствии с таблицами 38 - 41 по рекомендуемому варианту по промышленным категориям по ЭО и по месторождению в целом. Допускается представление таблиц на первые 10 лет по годам и далее по пятилеткам;

к) программа исследовательских работ и доразведки в соответствии с таблицами 76 - 77;

л) программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин в соответствии с таблицей 45.

К реферату прилагаются следующие графические материалы в виде рисунков:

а) обзорная карта района работ;

б) геологические профили, характеризующие продуктивный разрез;

в) карты текущих и накопленных отборов на картах нефтегазонасыщенных толщин;

г) схема размещения скважин эксплуатационного фонда по рекомендуемому варианту разработки на картах нефтегазонасыщенных толщин или на картах текущих подвижных запасов;

д) для многопластовых месторождений карта совмещенных контуров нефтегазоносности.

Приложение № 1
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

СОДЕРЖАНИЕ
проектного технологического документа

	Титульный лист
	Список исполнителей
	Информационная справка
	Введение
1	Общие сведения о месторождении и лицензионном участке
2	Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1	Геологическое строение месторождения
2.2	Гидрогеологические и инженерно-геологические условия
2.3	Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
2.4	Свойства и состав пластовых флюидов
2.5	Запасы УВС
3	Состояние разработки месторождения
3.1	Основные этапы проектирования разработки месторождения
3.2	Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом
3.3	Текущее состояние разработки эксплуатационных объектов
3.4	Анализ выработки запасов
3.5	Сопоставление фактических и проектных показателей разработки
4	Модели месторождения
4.1	Геологическая модель
4.2	Гидродинамическая модель
5	Проектирование разработки месторождения
5.1	Выделение эксплуатационных объектов
5.2	Технологические показатели вариантов разработки и выбор рекомендуемого варианта разработки
6	Методы интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов
6.1	Анализ эффективности применяемых методов
6.2	Обоснование применения методов повышения коэффициентов извлечения и интенсификации добычи УВС на прогнозный период. Программа применения методов
6.3	Опытно-промышленные работы
7	Экономическая оценка вариантов разработки
7.1	Методика и исходные данные для экономической оценки
7.1.1	Макроэкономические показатели и расчет чистых цен УВС
7.1.2	Система налогов и платежей
7.1.3	Оценка капитальных, текущих, эксплуатационных и внереализационных расходов
7.2	Технико-экономические показатели вариантов разработки
7.3	Анализ чувствительности
8	Характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС
8.1	Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения УВС
8.2	Обоснование рекомендуемых извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения
8.3	Анализ изменения извлекаемых запасов
9	Конструкции скважин, производство буровых работ, методы вскрытия пластов и освоения скважин, исследования скважин в процессе бурения, консервация и ликвидация скважин
9.1	Конструкции скважин и производство буровых работ
9.2	Методы вскрытия и освоения продуктивных пластов
9.3	Геофизические и геолого-технологические исследования в процессе бурения
9.4	Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами
9.5	Консервация и ликвидация скважин
10	Техника и технология добычи УВС
10.1	Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин
10.2	Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования
10.3	Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
10.4	Рекомендации к системе внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции скважин
10.5	Рекомендации к системе поддержания пластового давления
10.6	Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод
10.7	Обеспечение водоснабжения
10.7.1	Обоснование выбора источника водоснабжения
10.7.2	Расчет потребности в воде и обеспеченность ее запасами подземных вод
10.7.3	Требования к качеству воды
10.7.4	Конструкции водозаборных скважин. Технологии бурения и опробования водозаборных скважин
10.7.5	Рекомендации по эксплуатации водозабора
10.7.6	Программа гидрогеологических наблюдений в процессе эксплуатации водозабора
10.8	Мероприятия по рациональному использованию попутного нефтяного газа
11	Контроль процесса разработки
12	Доразведка и научно-исследовательские работы
12.1	Выполнение программы доразведки и научно-исследовательских работ
12.2	Программа доразведки и научно-исследовательских работ на прогнозный период
13	Мероприятия по рациональному использованию и охране недр, обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами
13.1	Основные источники воздействия на недра при бурении и эксплуатации скважин
13.2	Мероприятия по охране недр при производстве буровых работ
13.3	Мероприятия по охране недр при эксплуатации скважин
13.4	Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами
	Заключение
	Список использованных источников
	Табличные приложения
	Графические приложения

Приложение № 2
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

Образец

Титульный лист

Наименование организации-недропользователя

Наименование организации-исполнителя

СОГЛАСОВАНО: Главный геолог АО "Компания Недропользователя.."	УТВЕРЖДАЮ: Руководитель АО "Компания Недропользователя.."
__________________ Ф.И.О. "__" ____________ 20__ г	__________________ Ф.И.О. "__" ____________ 20__ г.

ОТЧЕТ

НАИМЕНОВАНИЕ РАБОТЫ

ТОМ №

Книга №

Текстовая часть
(табличные приложения, графические приложения)

Руководитель организации-исполнителя		подпись, Ф.И.О.
Руководитель работы: Должность		подпись, Ф.И.О.

Место составления, 20__ г.

Приложение № 3
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

Перечень табличных приложений к проектным документам на разработку месторождений УВС

Таблица 1.	Общая характеристика залежей
Таблица 2.	Характеристика залежей по результатам интерпретации ГИС
Таблица 3.	Характеристики вытеснения нефти рабочим агентом (водой, газом)
Таблица 4.	Характеристики вытеснения газа водой
Таблица 5.	Результаты опробований и гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин
Таблица 6.	Результаты газодинамических исследований залежей и пластов
Таблица 7.	Результаты опробования и газодинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин (приводится только для ППЭ и ДППЭ)
Таблица 8.	Сравнение фильтрационно-емкостных свойств (керн, ГИС, ГДИ)
Таблица 9.	Свойства пластовой и дегазированной нефти
Таблица 10.	Компонентный состав нефти и растворенного газа
Таблица 11.	Количество и виды промысловых и лабораторных исследований свободного газа и конденсата
Таблица 12.	Свойства свободного газа, средний компонентный состав газа и конденсата
Таблица 13.	Средний фракционный состав и физико-химические свойства дегазированного (стабильного) конденсата
Таблица 14.	Средний групповой состав дегазированного (стабильного) конденсата, нефти
Таблица 15.	Результаты исследований газоконденсатных систем
Таблица 16.	Потенциальное содержание Cs + в в пластовом газе при снижении пластового давления
Таблица 17.	Свойства и химический состав пластовых вод
Таблица 18.	Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Таблица 19.	Сведения о запасах нефти на государственном балансе
Таблица 20	Сведения о запасах растворенного газа на государственном балансе
Таблица 21.	Сведения о запасах свободного газа на государственном балансе
Таблица 22.	Сведения о запасах газа газовых шапок на государственном балансе
Таблица 23.	Сведения о запасах конденсата на государственном балансе
Таблица 24.	Сводная таблица подсчетных параметров, начальных запасов нефти и растворенного газа
Таблица 25.	Сводная таблица подсчетных параметров, начальных запасов свободного газа, газа газовой шапки, конденсата
Таблица 26.	Состояние реализации проектного фонда скважин
Таблица 27.	Характеристика фонда скважин
Таблица 28.	Основные технологические показатели разработки
Таблица 29.	Фактические технологические показатели разработки
Таблица 30.	Сравнение проектных и фактических показателей разработки (нефть)
Таблица 31.	Сравнение проектных и фактических показателей разработки (газ газовых шапок)
Таблица 32.	Сравнение проектных и фактических показателей разработки (свободный газ)
Таблица 33.	Сравнение проектных и фактических показателей разработки (добыча газа всего)
Таблица 34.	Сопоставление параметров и запасов УВС геологической модели с данными, представленными для утверждения
Таблица 35.	Сопоставление параметров и запасов УВС геологической и гидродинамической моделей
Таблица 36.	Основные исходные характеристики прогнозных вариантов разработки нефтяных ЭО
Таблица 37.	Основные исходные характеристики прогнозных вариантов разработки газовых и газоконденсатных ЭО
Таблица 38.	Технологические показатели разработки (нефть)
Таблица 39.	Технологические показатели разработки (газ газовых шапок)
Таблица 40.	Технологические показатели разработки (свободный газ)
Таблица 41.	Технологические показатели разработки (добыча газа всего)
Таблица 42.	Прогноз добычи воды для технологических нужд
Таблица 43.	Эффективность применения ГТМ, методов повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и интенсификации добычи нефти, прогноз их применения (нефть)
Таблица 44.	Эффективность применения ГТМ, методов повышения коэффициента извлечения конденсата (КИК) и интенсификации добычи газа, прогноз их применения (газ)
Таблица 45.	Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин
Таблица 46.	Экономические показатели, удельные затраты
Таблица 47.	Характеристика расчетных технико-экономических показателей вариантов разработки ЭО
Таблица 48.	Капитальные затраты в разработку нефтяных ЭО
Таблица 49.	Капитальные затраты в разработку газовых, газоконденсатных ЭО и ЭО с газовой шапкой
Таблица 50.	Эксплуатационные затраты (текущие затраты по статьям калькуляции)
Таблица 51.	Эксплуатационные затраты (текущие затраты по элементам затрат)
Таблица 52.	Расчет НДПИ при добыче нефти
Таблица 53.	Расчет НДПИ при добыче газа и (или) конденсата
Таблица 54.	Расчет прибыли от реализации продукции и ЧДД пользователя недр
Таблица 55.	Расчет дохода государства
Таблица 56.	Анализ чувствительности изменения ЧДД пользователя недр и рентабельно извлекаемых запасов УВС
Таблица 57.	Сопоставление коэффициентов извлечения нефти по вариантам разработки
Таблица 58.	Сопоставление коэффициентов извлечения газа газовой шапки и конденсата по вариантам разработки
Таблица 59.	Сопоставление коэффициентов извлечения свободного газа и конденсата по вариантам разработки
Таблица 60.	Сопоставление по вариантам разработки извлекаемых запасов нефти и растворенного газа, коэффициентов извлечения нефти
Таблица 61.	Сопоставление по вариантам разработки извлекаемых запасов газа газовой шапки и конденсата, коэффициентов извлечения газа и конденсата
Таблица 62.	Сопоставление по вариантам разработки извлекаемых запасов свободного газа и конденсата, коэффициентов извлечения газа и конденсата
Таблица 63.	Сопоставление рекомендуемых извлекаемых запасов нефти и КИН с числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых.
Таблица 64.	Сопоставление рекомендуемых извлекаемых запасов газа газовой шапки и конденсата с числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых
Таблица 65.	Сопоставление рекомендуемых извлекаемых запасов свободного газа и конденсата с числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых
Таблица 66.	Сопоставление запасов нефти
Таблица 67.	Сопоставление запасов растворенного газа
Таблица 68.	Сопоставление запасов газа газовой шапки
Таблица 69.	Сопоставление запасов свободного газа
Таблица 70.	Сопоставление запасов конденсата
Таблица 71.	Сопоставление рентабельных запасов нефти
Таблица 72.	Сопоставление рентабельных запасов газа газовой шапки
Таблица 73.	Сопоставление рентабельных запасов свободного газа
Таблица 74.	Сопоставление рентабельных запасов конденсата
Таблица 75.	Программа мероприятий по контролю за разработкой месторождения
Таблица 76.	Программа научно-исследовательских работ и доразведки (нефть)
Таблица 77.	Программа научно-исследовательских работ и доразведки (газ, конденсат)
Таблица 78.	Данные по объектам промыслового обустройства и внешней инфраструктуры

______________________________ 

Таблицы 1 - 78 не приводятся. См. официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru.

Приложение № 4
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ К ПРОЕКТНЫМ ДОКУМЕНТАМ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВС

1. Геологический профиль вдоль простирания месторождения

2. Геологический профиль в крест простирания месторождения

3. Структурная карта по кровле коллектора продуктивного пласта

4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта

5. Карта эффективных газонасыщенных толщин продуктивного пласта

6. Карта эффективных нефтегазонасыщенных толщин продуктивного пласта

7. Карта текущего состояния разработки ЭО

8. Карта накопленных отборов нефти, жидкости и объемов воды, закачиваемой в пласт

9. Карта изобар по ЭО

10. Схемы расположения границ ГДМ и контуров нефтеносности

11. Поля распределения параметров по объекту в целом и по интервалам разреза по ГДМ

12. Карты подвижных запасов УВС на начало разработки, на дату подготовки ПТД и на конец разработки с единой шкалой для каждого объекта разработки/залежи по ГДМ

13. Карта подъема (продвижения) ГВК для газовых и газоконденсатных залежей (при наличии подошвенной или краевой воды)

14. Карта суммарных нефтенасыщенных толщин с размещением фактически пробуренного и проектного фонда скважин ЭО ________ Вариант ________

15. Карта суммарных газонасыщенных толщин с размещением фактически пробуренного и проектного фонда скважин ЭО ________ Вариант ________

16. Карта совмещенных контуров с размещением фактического и проектного фонда скважин (вариант рекомендуемый)

17. Карта социально-экологических ограничений (водоохранные зоны, леса защитных категорий, места традиционного проживания и хозяйственной деятельности коренных малочисленных народов севера, особо охраняемые природные территории).

Приложение № 5
к Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений УВС

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА

Общим принципом определения рекомендуемого варианта разработки ЭО является расчет интегрального показателя Toпт(i) для каждого варианта разработки ЭО:

Топт(i) = HNPV(i) + Нддг(i); (5.1)

HNPV(i) = NPV(i) / макс (NPV1 ... NPVn); (5.2)

Нддг(i) = ДДГ(i) / макс (ДДГ1 ... ДДГn); (5.3)

где:

Топт(i) - интегральный показатель оптимальности i-гo варианта разработки ЭО;

HNPV(i) - нормированный ЧДД пользователя недр i-гo варианта разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;

Нддг(i) - нормированный накопленный дисконтированный доход государства для i-гo варианта разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;

NPV(i) - ЧДД пользователя недр для i-гo варианта разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;

NPV1 ... NPVn - ЧДД пользователя недр для вариантов разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;

ДДГ(i) - накопленный дисконтированный доход государства для i-гo варианта разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;

ДДГ1 ... ДДГn - накопленные дисконтированные доходы государства для вариантов разработки ЭО для категорий запасов А + В1 + В2;

i - номер варианта разработки ЭО;

n - количество вариантов разработки ЭО.

Показатели ЧДД пользователя недр и накопленный дисконтированный доход государства (далее - ДДГ) рассчитываются за рентабельный срок разработки.

Вариант разработки ЭО, нерентабельность которого (отрицательное значение ЧДД пользователя недр) обоснована в ПТД, исключается из выбора рекомендуемого варианта разработки при расчете Топт(i).

Таким образом, для расчета Нддг(i) и HNPV(i) соответствующие показатели ДДГ(i) и NPV(i) для i-гo варианта разработки ЭО нормируются (делятся) на соответствующие максимальные значения среди вариантов разработки ЭО, рассчитанные в ПТД.

Топт(i) округляется до третьего знака после запятой. Рекомендуемый вариант разработки определяется, как вариант разработки с максимальным значением показателя Топт(i).

В случае равенства Топт(i) для двух и более вариантов разработки ЭО для рекомендуемого варианта разработки ЭО используются максимальные ЧДД за рентабельный срок разработки (пункт 5.5.13 настоящих Правил).

Сопоставительный анализ технико-экономических показателей эффективности вариантов разработки ЭО и выбор рекомендуемого варианта разработки ЭО проводится без учета технико-экономических показателей разработки участков ОПР в границах ЭО.

При отсутствии рентабельных вариантов разработки месторождения в целом (отрицательные ЧДД пользователя недр для всех вариантов разработки для всех ЭО) в случае решения недропользователя о целесообразности/необходимости разработки некоторых ЭО на основании имеющихся у пользователя недр обязательств, рекомендуемый вариант разработки месторождения в целом определяется как вариант разработки данных ЭО с максимальным ЧДД пользователя недр.