2.16 С даты согласования нового проектного технологического документа показатели разработки из ранее выполненных документов отменяются.
3 Общее содержание проектных технологических документов
3.1 Проектные технологические документы являются результатом комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать:
- передовой отечественный и зарубежный опыт;
- современные достижения науки и техники;
- практику разработки месторождений;
- современные технологии воздействия на пласты, исследований и эксплуатации скважин.
3.2 В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами.
3.3 В проектный технологический документ рекомендуется включать несколько расчётных вариантов разработки месторождения.
3.4 Расчётные варианты различаются выбором эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия на пласт, режимами и способами их эксплуатации, набором и объёмами методов повышения нефтеотдачи.
3.5 Технологические показатели разработки рассчитываются с использованием современных математических моделей пластов.
3.6 В проектных технологических документах один вариант рассматривается в качестве базового, которым является вариант, утвержденный предыдущим проектным документом.
3.7 Прогнозными показателями расчётного варианта считаются технологические показатели разработки зон с запасами категорий А+В+С1. Технологические показатели зон с запасами категории С2 определяются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых и строительных работ.
На недостаточно изученных участках месторождений размещаемые проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в проектном документе. Эти скважины разбуриваются после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений.
3.8 Экономические показатели вариантов разработки месторождения определяются на основе рассчитанных технологических показателей.
Расчеты экономических показателей разработки рекомендуется проводить с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти поступающих на внешний и внутренний рынки, цены нефти на внешнем и внутреннем рынках, среднерегиональных показателей капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.
Принимается среднеотраслевая цена нефти на внешнем и внутреннем рынках на основе прогнозов, тарифов и цен, представляемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации в «Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской Федерации» на соответствующий период.
Доли нефти, поступающие на внешний и внутренний рынки, определяются по данным экспорта нефти за истекший год, кроме месторождений шельфа, где доля экспортируемой нефти принимается в соответствии с проектными решениями.
Среднерегиональные показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат рекомендуется определять при проектировании на основе публикуемых цен и условий конкурсов и аукционов в данных регионах.
3.9 Экономическую оценку вариантов разработки месторождения рекомендуется давать с учетом прогнозируемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации цен на нефть, газ, газовый конденсат.
В качестве экономических критериев оценки рекомендуется использовать:
- дисконтированный поток денежной наличности,
- индекс доходности,
- внутреннюю норму возврата капитальных вложений,
- период окупаемости капитальных вложений,
- капитальные вложения на освоение месторождения,
- эксплуатационные затраты на добычу нефти,
- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).
Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.
3.10 Прогнозирование и сопоставление технико-экономических показателей в расчетных вариантах рекомендуется проводить за весь проектный срок разработки.
3.11 Выбор рекомендуемого для реализации варианта разработки проводится путем сопоставления технико-экономических показателей вариантов разработки.
В рекомендованном варианте разработки на месторождении могут быть выделены участки для проведения работ по испытанию новых технических средств и технологий нефтеизвлечения. Технологические показатели разработки таких участков рассчитываются на весь проектный период, представляются в проектном документе как отдельно, так и в составе показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения в целом.
3.12 Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения могут отличаться от проектных величин.
Возможные отклонения фактической годовой добычи нефти от проектной по месторождениям Российской Федерации, которые могут быть предусмотрены в проектных технологических документах, даны в приводимой ниже таблице.
| Проектная годовая добыча нефти, млн.т. | Допустимое отклонение фактической годовой добычи нефти от проектной, % |
| до 0,025 | 50,0 |
| от 0,025 до 0,05 | 40,0 |
| от 0,05 до 0,10 | 30,0 |
| от 0,1 до 1,0 | 27,0 |
| от 1,0 до 5,0 | 20,0 |
| от 5,0 до 10,0 | 15,0 |
| от 10,0 до 15,0 | 12,0 |
| от 15,0 до 20,0 | 10,0 |
| от 20,0 до 25,0 | 8,5 |
| от 25,0 до 30,0 | 7,5 |
Отклонение уровней добычи для ППЭ и технологических схем ОПР не лимитируется.
3.13 В проектных технологических документах рекомендуется обосновывать динамику ликвидации скважин и затраты на ликвидацию (кроме скважин, ликвидированных по техническим причинам).
3.14 При разработке месторождения несколькими недропользователями подготавливается единый проектный технологический документ для месторождения в целом с выделением показателей для каждого недропользователя.
4.1 Для составления проектных технологических документов на разработку месторождений пользователь недр выдает исполнителю работы техническое задание, согласованное в установленном порядке.
4.2 В технических заданиях рекомендуется указывать:
- цель составления проектного технологического документа;
- запасы УВС, числящиеся на государственном балансе на 1 января года составления документа;
- сведения о ранее выполненных: 1) подсчетах запасов и их утверждении, 2) проектных технологических документах, их исполнителях, протоколах согласования и утверждения;
- год ввода в разработку (для нового месторождения), а если он не определен, то технико-экономические показатели разработки выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;
- обязательное применение геолого-фильтрационной модели и ее постоянное уточнение в процессе работ;
- намечаемые объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам с разделением на эксплуатационные объекты;
- порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов;
- инфраструктура в районе работ;
- источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;
- дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие водоохранных зон, заповедников и заказников, зон приоритетного природопользования, населенных пунктов, участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);
- факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;
- коэффициенты использования скважин;
- рекомендации по использованию нефтяного газа;
- требования к периодичности и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора и подготовки;
- сроки составления проектного документа.
Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, кроме того, рекомендуется указывать:
- глубины моря, расстояния до берега, ледовая обстановка;
- возможное количество платформ, их тип, емкость резервуаров (танков) на платформе, количество буровых станков на них, срок службы платформы;
- вид транспорта продукции – танкеры, трубопровод на берег;
- другие ограничения, влияющие на уровень добычи нефти, газа, жидкости, объёмы закачки агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.
4.3 При необходимости в техническом задании может оговариваться проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по принятому варианту.
4.4 Техническое задание составляется и подписывается главным инженером и главным геологом заказчика, утверждается руководителем предприятия – пользователя недр.
4.5 Вместе с техническим заданием на составление проектного технологического документа заказчик предоставляет проектирующей организации отчет (отчеты) по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протокол (протоколы) его (их) рассмотрения, имеющиеся предыдущие проектные технологические документы и протоколы их рассмотрения.