Сведения о стандарте

1      РАЗРАБОТАН   Научно-исследовательским и проектным институтом нефти и газа Российской академии естественных наук. Соисполнитель Тюменское отделение «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».

Руководители разработки: Ю.Е.Батурин, П.А.Бродский, Н.Н.Лисовский, В.Е.Цой.

В разработке участвовали: Л.Д.Америка, Е.Г.Арешев, В.А.Афанасьев, В.Ф.Базив, Б.Т.Баишев, А.Ю.Батурин, Ю.Е.Батурин, В.Д.Горгоц, В.В.Гузеев, А.Г.Губарев, В.И.Дзюба, В.А.Ефимов, С.А.Жданов, В.М.Исаченко, Е.Г.Коваленко, В.З.Лапидус, Е.В.Лозин, В.М.Малюгин, В.П.Майер, Г.А.Малышев, Р.Х.Муслимов, В.Ф.Панов, Н.С.Пономарев, М.Г.Скрипунов, С.В.Соколов, А.Ю.Солодовников, В.П.Сонич, А.В.Стакло, И.П.Толстолыткин, В.А.Туров, Р.К.Ханов, П.А.Хлебников, О.Ю.Шаевский, Д.Н.Шмелева, А.Н.Юрьев, А.Н. Янин.

2      ВНЕСЁН  Техническим комитетом по стандартизации ТК 431

3      УТВЕРЖДЁН И ВВЕДЁН В ДЕЙСТВИЕ    Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии  от  200_ г.  №

4      В настоящем стандарте реализованы нормы  Закона Российской Федерации «О недрах».

5      ВВЕДЁН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случаях пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

? Стандартинформ, 200_

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведён, тиражирован и распространён в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

 

 

Содержание

1       Область применения. 3

2       Нормативные ссылки. 3

3       Термины и определения. 3

4       Сокращения. 3

5       Общие положения. 3

6       Виды и сроки составления проектных документов. 3

7       Общие требования к содержанию проектных документов. 3

8       Требования к исходной информации и составу работ
в проектных документах. 3

9. Требования к составлению проектного документа. 3

10. Техническое задание. 3

11 Рассмотрение, экспертиза, согласование и утверждение
проектных документов. 3

Приложение А   Требования к содержанию проекта пробной  эксплуатации, технологической схемы и дополнений к ней, проекта разработки и дополнений
к нему, технологической схемы опытно-промышленных работ. 3

Приложение Б   Требования к содержанию авторского надзора
за реализацией проектных документов. 3

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОНЕФТЯНЫЕ

Правила проектирования разработки

 

Oil and gas-oil fields. Rules of design exploitation

_____________________________________________

1             Область применения

1.1       Настоящий стандарт устанавливает виды, структуру, содержание и оформление проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных  месторождений, а также нефтяных оторочек  нефтегазовых месторождений (далее — месторождения) и требования к ним.

1.2      Требования настоящего стандарта распространяются на все виды проектных документов, составленных после введения его в действие. Составленные, но не утвержденные до вступления в силу настоящего стандарта проектные документы, подлежат приведению в соответствие с его требованиями. Проектные документы, утвержденные до введения в действие настоящего стандарта, сохраняют юридическую силу.

1.3    Требования настоящего стандарта применяют недропользователи, которым предоставлено право пользования недрами для разработки месторождений, составители  проектных документов на разработку месторождений, а также государственные органы и уполномоченные ими совещательные и экспертные органы (комиссии, их отделения и филиалы), осуществляющие в установленном порядке рассмотрение, экспертизу, согласование и утверждение проектных документов на разработку  месторождений.

2             Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 8.615-2005	Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа
ГОСТ Р 51858-2002	Нефть. Общие технические условия
ГОСТ Р _____.1 (проект)	Скважины нефтяные и газовые.Правила геолого-технологических исследований
ГОСТ Р _____.2 (проект)	Скважины нефтяные и газовые.Правила геофизических исследований и работ
ГОСТ 1.5-2001	Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендациипо межгосударственной стандартизации.Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению
ГОСТ 7.1-84	Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Библиографическое описание документа. Общие требования и правила составления
ГОСТ 7.9-95  (ИСО 214-76)	Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Реферат и аннотация. Общие требования
ГОСТ 7.12-93	Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Библиографическая запись. Сокращение слов на  русском языке. Общие требования и правила
ГОСТ 7.32-2001	Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и  правила оформления
ГОСТ 8.417-2002	Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин
ГОСТ 26450.0 — 85	Горные породы. Требования к отбору и подготовке  проб для определения коллекторных свойств.

П р и м е ч а н и е — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на      1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменён (изменён), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменённым (изменённым) документом. Если документ отменён без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3             Термины и определения

В настоящем  стандарте применены следующие термины с их соответствующими определениями:

3.1 боковой ствол — гидравлический канал связи между внутренним пространством  эксплуатационной колонны  и удаленной зоной области фильтрации  добывающей скважины, проведенный из существующей скважины для увеличения  нефтеизвлечения и интенсификации отбора нефти  из застойных и/или слабодренируемых зон;

3.2 ввод месторождения  в промышленную разработку — получение первой тонны нефти из добывающей скважины в соответствии с утвержденными  проектными документами по разработке и обустройству месторождения;

3.3 водогазовое воздействие — закачка в нефтяной пласт воды и газа (углекислого, углеводородного или других) для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи и темпов отбора нефти;

3.4 вторичное вскрытие — создание каналов гидравлической связи между внутренним  пространством эксплуатационной колонны  и внешней границей  прискважинной зоны области фильтрации скважины;

3.5 газ газовых шапок — природный  углеводородный газ нефтегазовых (газонефтяных) залежей, находящихся  в  газовой фазе над нефтью в равновесном состоянии;

3.6 газовая шапка -часть газонефтяной, нефтегазовой  залежи, занятая газом;

3.7 газовый фактор нефти — количество растворенного газа  (в стандартных м³), извлеченного  вместе с одной  тонной нефти, доведенной  до товарных кондиций при сложившихся (или проектируемых) условиях  сбора и подготовки  продукции  скважин на месторождении;

3.8 газонефтяное месторождение — месторождение углеводородов, в котором основные части залежей нефтяные, а газовые шапки не превышают по объему условного топлива нефтяную часть месторождения;

3.9 газ попутный — газ, добываемый  из  газонефтяной  (нефтегазовой) залежи и представляющий собой  смесь газа газовой шапки и растворенного  в нефти газа;

3.10. газ, растворенный в нефти — газ, находящийся  в нефти нефтяных, газонефтяных и нефтегазовых залежей в растворенном  состоянии и выделяющийся из нее  при снижении давления ниже давления насыщения;

3.11 геологическая модель — реализованный и хранящийся  в электронном виде  аналог какого-либо месторождения (объекта), представляющий продуктивные пласты и вмещающую их геологическую среду в виде набора цифр;

3.12 геологические запасы — количество нефти, горючих газов и содержащихся в них попутных компонентов, которое находится  в залежах,  изученных бурением;

3.13 геолого-фильтрационная модель — комплексная цифровая модель, созданная  на основе количественных геологических и фильтрационных характеристик продуктивных пластов для изучения и проектирования разработки месторождения;

3.14 извлекаемые запасы — часть геологических запасов, извлечение которых  из недр экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств  и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды;

3.15 капитальные вложения — затраты на создание и приобретение основных средств труда стоимостью не менее определенного лимита для получения прибыли    в будущем, служащих длительное время и сохраняющих на протяжении всего периода службы свою натурально-вещественную форму (объекты нефтепромыслового обустройства, новые скважины всех видов);

3.16 конденсат (стабильный) — смесь конденсатообразующих  компонентов, входящих в состав  газа газовых шапок, которая состоит  из углеводородов группы С₅₊ с возможным присутствием других компонентов  (смол, асфальтенов, серосодержащих соединений и т.д.);

3.17 контрольные скважины —  скважины наблюдательные, пъезометрические;

3.18 коэффициент извлечения нефти (КИН) — отношение извлекаемых запасов нефти к ее геологическим запасам;

3.19 коэффициент извлечения газа — отношение извлекаемых запасов газа  к его геологическим запасам;

3.20 коэффициент извлечения конденсата — отношение извлекаемых запасов конденсата к его геологическим запасам;

3.21 коэффициент продуктивности — количество нефти или газа, которое может быть добыто из скважины за сутки при изменении депрессии давления на ее забое на 0,1 МПа;

3.22 методы увеличения нефтеотдачи — способы (технологии) воздействия на продуктивные пласты с целью снижения остаточной нефтенасыщенности (остаточной газонасыщенности) путем изменения физико-химических свойств пород, флюидов и  фильтрационных потоков от нагнетательных скважин к добывающим;

3.23 многозабойная горизонтальная скважина — разновидность многозабойной скважины, в которой ответвления в продуктивном пласте бурятся из необсаженной части горизонтального участка основного ствола;

3.24 многоствольная скважина — скважина, в которой из обсаженной основной вертикальной, наклонно-направленной или горизонтальной скважины пробурены боковые стволы, в том числе с горизонтальными участками;

3.25 многоствольно-разветвленная скважина — многоствольная скважина, в которой из необсаженных участков боковых стволов пробурены в продуктивном  пласте необсаженные ответвления;

3.26 нефтегазовое месторождение — месторождение углеводородов, в котором нефтяная часть составляет по объему менее 50%;

3.27 нефть пластовая — залегающая в недрах земли природная жидкая  смесь углеводородов различных групп с примесью других соединений, содержащая растворенный газ;

3.28 область фильтрации добывающей скважины — гидродинамически изолированный  участок эксплуатационного объекта, в котором флюиды дренируются  в добывающую скважину от внешних гидродинамически изолированных границ участка (контуров питания);

3.29 потенциальное содержание стабильного конденсата в газе  газовых шапок — отношение углеводородов С₅₊ в см³ или в г на м³ «сухого»газа, т.е. газа, лишенного углеводородов С₅₊  ;

3.30 прискважинная зона области фильтрации — часть радиальной области фильтрации, непосредственно примыкающая  к стенкам  скважины. Ее внешняя граница удалена от последних  на расстояние до нескольких метров;

3.31 радиальная зона области фильтрации — часть области фильтрации  добывающей скважины с радиальным дренированием флюидов, внешние границы которой  в зависимости от плотности  сетки скважин в системе  разработки удалены от стенок  скважины на 20-100 м;

3.32 режим истощения залежи — разработка нефтяной, газонефтяной и нефтегазовой  залежи с использованием природных видов энергии (режимов): упругого, гравитационного, упруговодонапорного, упругогазонапорного и растворенного газа;

3.33 рекомендуемый вариант разработки — наилучший по заданным критериям вариант разработки эксплуатационного объекта (месторождения) из числа рассмотренных расчетных вариантов;

3.34 скважина — цилиндрическая горная выработка, обсаженная зацементированной колонной, соединяющая залежь с земной поверхностью и предназначенная либо для доставки  из продуктивных отложений  нефти, газа и воды на поверхность земли, либо для нагнетания в них воды, теплоносителей, газа, воздуха, физико-химических композиций и др.;

3.35 удаленная зона области фильтрации — часть области фильтрации добывающей скважины, расположенная между контурами питания и внешней границей ее радиальной зоны;

3.36 фильтрационная модель — совокупность числовых параметров, характеризующих моделируемое месторождение, управляющие воздействия на него в процессе  разработки  и основные закономерности фильтрации пластовых флюидов под влиянием этих воздействий;

3.37 фильтрационно-емкостные свойства — способность горной породы аккумулировать  и фильтровать пластовые флюиды (нефть, газ, воду);

3.38 эксплуатационные затраты — обусловленные технологией и организацией производства расходы, непосредственно связанные  с производством продукции, выполнением работ, оказанием услуг, включая затраты на увеличение нефтеотдачи пластов и дебитов скважин, целиком переносящих свою стоимость на стоимость вновь созданной продукции;

3.39 эксплуатационный объект (объект разработки) — продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемые единой сеткой скважин;

3.40 эксплуатационный фонд скважин — сумма действующих, бездействующих, осваиваемых и ожидающих освоения скважин.

4             Сокращения

В настоящем стандарте применяются следующие сокращения с их соответствующими определениями:

АО-0,45 — последовательный градиент-зонд длиной 0,45 м;

АК — акустический каротаж;

АКЦ — акустический контроль цементирования;

БК — боковой каротаж;

БМК — боковой микрокаротаж;

БС — боковой ствол;

ВИКИЗ — высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование;

ВНЗ — водонефтяная зона;

ВНК — водонефтяной контакт;

ВОЗ — водоохранная зона;

ВСП — вертикальное  сейсмическое профилирование;

ГВНЗ — газоводонефтяная зона;

ГДИ — гидродинамические  исследования скважин и пластов;

ГИС — геофизические исследования скважин;

ГГК — гамма-гамма каротаж;

ГЗ — газовая зона;

ГК — гамма-каротаж;

ГКЗ Роснедра — Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых;

ГМ — геологическая модель;

ГНЗ — газонефтяная зона;

ГНК — газонефтяной контакт;

ГРП — гидравлический разрыв пласта;

ГТМ — геолого-технические мероприятия;

ГФМ — геолого-фильтрационная модель;

ЕСН — единый социальный налог;

ИД — индикаторная диаграмма;

ИК — индукционный каротаж;

ИННК — импульсный нейтрон-нейтроннный каротаж;

КВД — кривая восстановления  давления;

КВУ — кривая восстановления уровня;

КГФ — конденсатно-газовый фактор;

КИН — коэффициент извлечения нефти;

          КНС — кустовая насосная станция;

МЗГС — многозабойная горизонтальная скважина;

МЗС — многозабойная скважина;

МРС — многоствольно-разветвленная скважина;

МСОП — международный союз охраны природы;

МСС — многоствольная скважина;

МУН — методы увеличения нефтеотдачи;

НДПИ — налог на добычу полезного ископаемого;

НГК — нейтронный гамма-каротаж;

НЗ — нефтяная зона;

НИЗ — начальные извлекаемые запасы;

ННК — нейтрон-нейтронный каротаж;

ЧДД  — чистый дисконтированный доход;

ОПР — опытно-промышленные работы;

ОРД —  одновременно-раздельная добыча;

ОРЗ — одновременно-раздельная закачка;

ОФП — относительная фазовая проницаемость;

ОЦК — отбивка цементного кольца;

ПГ — попутный газ

ПДГТМ — постоянно действующая геолого-технологическая модель;

ПКНС — подземная кустовая насосная станция;

ППД — поддержание пластового давления;

ППП — промышленно- производственный персонал;

РИГИС — результаты геофизических исследований скважин;

СЛБО  — метод сейсмической локализации бокового  обзора;

СП — собственная поляризация;

ССО — смешаннослойные  образования;

ТИЗ — текущие извлекаемые запасы;

ТО ЦКР Роснедра — территориальное отделение Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых;

ФЕС — фильтрационно-емкостные свойства;

ФМ — фильтрационная модель;

ЦГМ — цифровая геологическая модель;

ЦКР Роснедра — Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых;

ЧНЗ — чистонефтяная зона;

ШГН — штанговый глубинный насос;

ЭО — эксплуатационный объект;

ЭЦН — электроцентробежный насос;

5             Общие положения

5.1 Стандарт разработан  в соответствии  с Законом Российской Федерации  от 21 февраля 1992 г. № 2395 «О недрах»; Законом от 27 декабря 2002 г. №184-ФЗ «О техническом регулировании»;  Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации  от 17 июня 2004 г. №294; Приказом Федерального агентства по недропользованию от 15.08.2005 г. №877 «О центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых»;  Приказом Федерального агентства по недропользованию от 28.10.2005 г. №1107 «О территориальных отделениях Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых».

5.2 Проектные документы на разработку месторождений составляются по заданию  недропользователей специализированными  научно-исследовательскими и проектными организациями  с учетом требований технических заданий, составленных в соответствии с положениями  лицензионных соглашений (договоров на право пользования участками недр), согласованных в установленном порядке с органами государственного горного надзора и уполномоченными органами управления государственным фондом недр, на основе данных запасов полезных ископаемых, прошедших государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа, и утверждаются  руководителями организаций -исполнителей работ.

5.3 Согласно статье 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах»  разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с проектными документами. Ввод месторождения в промышленную разработку без проектного документа запрещается.

5.4   Предлагаемые  в проектном  документе  решения  должны быть направлены на достижение максимально возможного экономически целесообразного извлечения из пластов и использование нефти, попутного газа, конденсата и содержащихся в них  сопутствующих компонентов, обеспечивать  выполнение обязательств  недропользователя в соответствии  с условиями лицензии (договора) на право пользования участком недр при соблюдении требований  по геологическому изучению, рациональному использованию и охране недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

5.5  Проектные документы проходят согласование в Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра).

6             Виды и сроки составления проектных документов

6.1            Проектными документами на разработку месторождений являются:

—                технологическая схема опытно-промышленной разработки;

—                дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки;

—                технологическая схема разработки;

—                дополнение к технологической схеме разработки;

—                проект разработки;

—                дополнение к проекту разработки;

—                авторский надзор за реализацией проектных документов.

Технологическая схема опытно-промышленной разработки может применяться  в качестве  проекта пробной эксплуатации  месторождения.

6.2           Технологическая схема  опытно-промышленной  разработки — первый проектный документ. Его задачами являются:

—                уточнение геологического строения и параметров залежей;

—                выделение эксплуатационных объектов  и составление их первых  геологических и  фильтрационных моделей;

—                оценка добывных возможностей  эксплуатационных объектов  на локальных участках  путем проведения на них опытно-промышленных работ;

—                определение перспектив добычи  углеводородов;

—                обоснование  перспектив использования попутного газа и других сопутствующих компонентов;

—                доразведка лицензионного участка  и месторождения;

—                оценка эффективности техники и технологии строительства скважин, добычи нефти, обустройства промыслов, методов повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин.

Технологическая схема опытно-промышленной разработки служит основанием для своевременного оформления разрешительных  документов на право ведения разработки на лицензионном участке недр, проектирования и строительства объектов промыслового обустройства.

6.3           Дополнения к технологической  схеме опытно-промышленной разработки  выполняются  в следующих случаях:

—                существенное изменение представлений  о геологическом строении  эксплуатационных объектов, залежей  и пластов в процессе их разбуривания  и разработки;

—                необходимость совершенствования запроектированных  систем размещения  и плотностей сеток скважин;

—                необходимость совершенствования реализуемой технологии  воздействия на продуктивные пласты.

6.4           Задачами технологической схемы разработки являются:

—                обоснование рациональной системы  разработки месторождения с возможно максимальным вовлечением в хозяйственный оборот разведанных запасов углеводородов;

—                оценка эффективности нефтеизвлечения из эксплуатационных объектов;

—                уточнение геологического строения и параметров залежей;

—                обоснование решений и технологий, обеспечивающих использование попутного газа в объеме не менее 95%;

—                обоснование рационального комплекса мероприятий   по повышению коэффициентов извлечения углеводородов  гидродинамическими, физико-химическими и другими методами.

6.5           Дополнения к  технологической схеме составляются  в следующих случаях:

—                существенное изменение представлений о геологическом строении эксплутационных объектов и запасов углеводородов в процессе их разбуривания и разработки;

—                существенное изменение экономических условий разработки по сравнению с принятыми  в ранее утвержденных проектных документах;

—                необходимость изменения существующих и открытие новых эксплуатационных объектов;

—                необходимость совершенствования запроектированных систем размещения  и плотностей сеток скважин;

—                необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты.

6.6           Проект разработки месторождения является документом, в котором:

—                обосновывается с применением геолого-технологических моделей эксплуатационных  объектов комплекс  технологических и технических  мероприятий  по совершенствованию извлечения углеводородов из недр;

—                реализуется контроль  за процессом разработки;

—                исследуются возможности вовлечения  в хозяйственный оборот  трудноизвлекаемых  запасов углеводородов месторождения;

—                предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможных  экономически целесообразных  коэффициентов извлечения углеводородов из недр и использование попутного газа в объеме  не менее 95 %.

6.7           Дополнение к проекту разработки  является документом, в котором:

—                исследуется эффективность и целесообразность применения на месторождении третичных методов довыработки остаточных запасов углеводородов.

6.8           Авторский надзор за реализацией проектных документов:

—                является инструментом непрерывной адаптации проектного документа к изменяющимся геологическому строению и экономическим условиям разработки месторождения;

—                проводится в целях контроля реализации проектного документа, улучшения проектных решений и повышения надежности прогноза   технологических  показателей разработки;

—                выполняется, как правило, проектной организацией , подготовившей действующий проектный документ;

—                 составляется для технологической схемы опытно-промышленной разработки, технологической схемы разработки, проекта разработки и дополнений к ним;

—                не изменяет основные технологические решения действующего  проектного документа (эксплуатационные объекты, систему  размещения скважин, плотность сетки скважин, режим эксплуатации  объекта разработки, вид агента-вытеснителя).

При наличии нескольких авторских надзоров за реализацией  одного проектного документа последующий авторский надзор учитывает  результаты предыдущего авторского надзора.

В авторском надзоре:

—                не ревизируются принятые  в действующем проектном документе запасы углеводородов;

—                сопоставляются фактические технико-экономические показатели разработки с принятыми в проектном документе;

—                вскрываются причины, обусловившие расхождения;

—                намечаются мероприятия, направленные на устранение причин расхождения.

6.9           Проектные документы выполняются в следующие сроки:

—                технологическая схема опытно-промышленной разработки выполняется и согласовывается  в установленном  (см. раздел 11) порядке до ввода  месторождения  в промышленную эксплуатацию;

—                дополнение к технологической схеме опытно-промышленной  разработки выполняется  в случаях, предусмотренных подразделом 6.3 Стандарта, по решению недропользователя и /или органов управления государственным фондом недр или уполномоченных ими экспертных и совещательных органов (комиссий);

—                технологическая схема разработки составляется  на основе  запасов, прошедших государственную экспертизу, после выполнения проектных технологических задач, решаемых технологической схемой опытно-промышленной разработки  и дополнений к ней по решению (рекомендации)  органов управления государственным фондом недр или уполномоченных ими экспертных и совещательных органов (комиссий);

—                дополнение  к технологической схеме разработки выполняется в случаях, предусмотренных  подразделом  6.5 Стандарта, по решению недропользователя и/или органов управления  государственным фондом недр или уполномоченных ими экспертных  и совещательных органов (комиссий);

—                проект разработки составляется после выполнения проектных  технологических задач, решаемых технологической схемой разработки и дополнений к ней, по решению органов управления государственным фондом недр или уполномоченных ими экспертных и совещательных органов (комиссий), но не ранее разбуривания большей части (более 70-80%) проектного фонда скважин;

—                дополнение  к проекту разработки выполняется по мере необходимости  по решению  недропользователя  и/или органов управления государственным фондом недр, или уполномоченных ими экспертных  и совещательных органов (комиссий);

—                авторский надзор за реализацией проектных документов составляется  ежегодно  в первой половине года, следующего  за отчетным, при реализации технологической схемы опытно-промышленной разработки или ее дополнений; по мере необходимости, но не реже одного раза в три года, в первой половине года, следующего за отчетным, при реализации других проектных документов, в которых фактическая добыча нефти отклоняется от проектной менее допустимой настоящим Стандартом; в четвертом квартале текущего года при реализации  проектных документов, в которых прогнозная годовая фактическая добыча нефти отклонится от проектной более допустимой настоящим Стандартом.

6.10       Проектные документы действуют в следующие сроки:

—                технологическая схема опытно-промышленной разработки  и ее дополнения — на период реализации их проектных технологических задач до согласования  технологической схемы разработки;

—                технологическая схема разработки — на период реализации ее проектных технологических задач до согласования последующего проектного документа (дополнение к технологической схеме, проект разработки);

—                дополнение к технологической схеме разработки — на период реализации его технологических задач до согласования последующего проектного документа (дополнение к технологической схеме, проект разработки);

—                проект разработки  — на период выполнения его технологических задач до согласования последующего проектного документа (дополнение к проекту разработки);

—                дополнение к проекту разработки — на период выполнения его технологических задач до согласования последующего дополнения к  проекту разработки, либо до окончания разработки месторождения;

—                авторский надзор  за реализацией проектных документов — до согласования следующего проектного документа.

6.11        Со дня утверждения нового проектного документа утрачивают силу проектные показатели разработки из ранее утвержденных проектных документов: на прогнозный период действуют технологические показатели из нового проектного документа, за период истории  — фактические показатели разработки.

7      Общие требования к содержанию проектных документов

7.1        Проектные решения на разработку месторождения должны обеспечить: возможно максимальное экономически целесообразное  извлечение  из пластов и использование нефти, газа, конденсата и содержащихся в них  сопутствующих компонентов, в том числе не менее 95 % попутного газа, как находящихся на государственном балансе, так и дополнительных объемов  за счет  применения более совершенных методов увеличения отдачи пластов, использова­ния благоприятной ценовой конъюнктуры и условий дифференцированного нало­гообложения, выполнение обязательств недропользователя  в соответствии с условиями лицензии (договора) на право пользования участком недр, рациональное использование и охрану недр.

7.2        При составлении проектных документов необходимо использовать:

—                передовой отечественный и зарубежный опыт;

—                современные достижения науки и техники;

—                результаты разработки месторождений углеводородов;

—                компьютерные методы анализа и проектирования разработки;

—                современные технологии воздействия на пласты, строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, в том числе  предусматривающие  максимально возможный  уровень использования попутного газа;

—                экономико-географические факторы и мероприятия по охране недр.

7.3       Проектный документ должен содержать несколько расчётных вариантов разработки каждого эксплуатационного объекта. В технологической схеме опытно-промышленной разработки и ее дополнениях, технологической схеме разработки на новом месторождении их количество должно быть не менее  трех, в проекте разработки, дополнениях к проектам разработки и технологическим схемам разработки — не менее двух, в авторском надзоре — один вариант разработки.

Расчётные варианты по выбранным эксплуатационным объектам различаются способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сеток скважин, объемами буровых работ,  порядком разбуривания  и видами скважин основного фонда, режимами и способами  их эксплуатации, набором и объёмами применения методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации дебитов скважин.

На газонефтяных  и нефтегазовых месторождениях расчетные варианты различаются объемами технологически неизбежного отбора  газа шапки совместно с нефтью через добывающие нефтяные скважины.

На разрабатываемом месторождении один вариант рассматривается в качестве базового. Им в большинстве случаев является утвержденный вариант по действующему  проектному документу, уточненный на новой геологической основе с учетом изменения запасов углеводородов в процессе разработки. На новом месторождении  выделять базовый вариант не обязательно.

7.4       В технологических схемах  опытно-промышленной разработки, технологических схемах разработки (дополнениях к ним), проектах  разработки (дополнениях к ним) технологические показатели по вариантам разработки рассчитываются с использованием цифровых геолого-фильтрационных моделей пластов, учитывающих:

—                основные особенности геологического строения залежей;

—                типы коллекторов;

—                неоднородность строения, емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов;

—                физико-химические свойства насыщающих и закачиваемых в пласты флюидов;

—                механизм проектируемых процессов разработки;

—                геометрию размещения скважин и возможность изменения их режимов.

В авторских надзорах  допустимо использовать упрощенные расчетные модели (методики).

7.5       Прогнозными показателями расчётного варианта являются технологиче­ские показатели разработки зон с запасами категорий АВС₁. Для всех видов проектных документов они рассчитываются в динамике за проектный период  (до предельной весовой обводненности продукции не менее 98% или до дебита добывающей скважины по нефти  менее 0,5 т/сут.). Технологические показатели участков с запасами категорий АВС₁С₂ утверждаются для проектирования обуст­ройства месторождения, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых и строительных работ, а также по инициативе недропользователя могут использоваться в качестве проектных показателей.

На недостаточно изученных участках эксплуатационных объектов месторождения размещаемые проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Количество и местоположение зависимых скважин определяется в проектном документе. Бурение этих скважин производится или же они отменяются после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений по согласованию с автором проекта. В расчетах  технико-экономических  показателей разработки  указанные скважины считаются скважинами эксплуатационного фонда.

7.6       На основе рассчитанных технологических показателей за проектный период с использованием действующих методик определяются следующие экономические показатели вариантов разработки:

—            капитальные вложения на освоение месторождения;

—            эксплуатационные затраты на добычу нефти;

—            чистый доход;

—            чистый дисконтированный доход (ЧДД);

—            индекс доходности;

—            внутренняя норма рентабельности;

—            срок окупаемости;

—            доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджеты различных уровней и внебюджетные фонды Российской Федерации).

7.7       В проектном документе обосновываются и представляются в виде таблиц все исходные данные, необходимые для расчёта дифференцированного налога на добычу полезных ископаемых по принятой методике.

7.8       Прогнозирование экономических показателей расчётных вариантов проводится за проектный период разработки с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти, поступающей на внешний и внутренний рынки, цен нефти на внешнем и внутреннем рынках, а также  среднерегиональных  показателей удельных капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат.

Среднеотраслевая цена нефти определяется  на основе цен, предусмотренных Министерством экономического развития и торговли РФ в основных параметрах прогноза социально-экономического развития  Российской Федерации на соответствующий период, а среднерегиональные показатели удельных затрат экспертируются и формируются  по данным территориальных органов управления федеральным фондом недр.

7.9           Рекомендуемый вариант выбирается на основе сравнения результатов расчетов за проектный период технико-экономических показателей  расчетных вариантов разработки. Основными критериями, определяющими выбор рекомендуемого варианта  из всех рассмотренных расчетных, являются чистый дисконтированный доход государства и недропользователя, коэффициент нефтеизвлечения и уровень использования попутного газа не менее 95%. Рекомендуемый вариант должен обеспечивать добычу находящихся  на государственном балансе  извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся  в них сопутствующих компонентов, а также  максимально возможное экономически целесообразное дополнительное извлечение запасов углеводородов. Решение о выборе рекомендуемого к реализации варианта принимается с учетом значений всех показателей эффективности и интересов всех участников проекта.

Для ввода в разработку объектов с трудноизвлекаемыми запасами рассматриваются варианты их эксплуатации возвратным фондом скважин,  совместно с другими эксплуатационными объектами при применении оборудования для одновременно-раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки, а также отработавшими скважинами других эксплуатационных объектов.

Технологические показатели рекомендуемого варианта разработки по месторождению в целом находятся суммированием показателей рекомендуемых вариантов разработки эксплуатационных объектов.

7.10    Оценивается влияние следующих факторов риска, изменение которых отражается на эффективности проекта:

—            объем добычи нефти;

—            цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках;

—            объем капитальных вложений;

—            объем текущих затрат.

Определяются предельные значения  факторов риска  (отклонения от принятых в расчетах), при которых чистый дисконтированный доход  недропользователя остается положительным.

В случае  отрицательного значения ЧДД недропользователя при принятых в расчетах затратах  и ценах реализации  углеводородного сырья подбираются условия безубыточности  разработки:  увеличение добычи нефти за счет применения новых  технологий, возможное снижение затрат, применение при необходимости налогового  стимулирования, увеличение цен реализации углеводородов.

7.11    В процессе разведки и изучения месторождения  разведочным и эксплуатационным фондом скважин недропользователь вправе проектировать и вводить  в разработку запасы категории С₂ с обоснованием графика их перевода  в категорию С₁ и постановкой на государственный баланс  в установленном порядке.

Решением технических советов недропользователей на участки расширения границ запасов категории  С₁ могут быть распространены дополнительные скважины  в соответствии с  системами разработки, ранее обоснованными для зон  с запасами категории АВС₁, и наоборот — в зонах сокращения контуров — отменены проектные скважины  или изменено их назначение по согласованию с автором  проекта.

7.12    В рекомендованном варианте на любой стадии  разработки месторождения могут быть выделены участки для проведения опытно-промышленных работ по испытанию новых технических средств и технологий нефтеизвлечения. Технико-экономические показатели разработки таких участков рассчитываются в динамике на весь проектный период, представляются в проектном документе как отдельно, так и в составе технико-экономических показателей разработки эксплуатационного объекта и месторождения.

7.13    Фактические годовые уровни отбора нефти в реализуемом варианте разработки месторождения в силу неточности подсчета запасов нефти в недрах и определения геолого-физических параметров пластов, погрешностей геологического и гидродинамического моделирования, конъюнктуры   цен нефти на мировом и внутреннем рынках, невозможности точной оценки эффективности применяемых методов воздействия на пласты, темпа ввода скважин в эксплуатацию  и т.д., могут отличаться от проектных величин. Допустимые отклонения фактических годовых отборов нефти от проектных уровней   определяются по формуле  (1) для эксплуатационных объектов и месторождения в целом при условии выполнения проектных решений по действующему фонду скважин

,                                                                                                        (1)

где — годовой  проектный отбор нефти в год t [млн.т.];

A = 3,0 [млн.т.], B = 10,0 [млн.т.] — коэффициенты эмпирической зависимости;

Эмпирическая зависимость ?_t = f() подобрана  по результатам обработки  проектных и фактических показателей за более чем 40-летний период разработки месторождений Западной Сибири и других регионов России.

Не устанавливаются ограничения  на допустимые отклонения в периоды  эксплуатации  месторождения  по технологической схеме опытно-промышленной разработки и ее дополнений. Суммарный отбор  нефти из месторождения по технологической схеме  опытно-промышленной разработки с начальными извлекаемыми  запасами более 1 млн.т. не должен  превышать 20%  начальных  извлекаемых запасов нефти месторождения.

7.14    При разработке месторождения несколькими недропользователями системы воздействия и размещения скважин на смежных лицензионных участках должны быть взаимоувязаны  и согласованы  недропользователями  друг с другом. На новых месторождениях  проектный документ  должен быть  единым для месторождения  в целом с выделением технико-экономических показателей по каждому недропользователю.

7.15    По согласованию с  автором проекта недропользователь имеет право проводить на месторождении  в течение года работы, относящиеся  к компетенции авторского надзора, но не предусмотренные  в действующем проектном документе. О проделанной работе  недропользователь информирует  исполнителей нового проектного документа в техническом задании на его выполнение.

8      Требования к исходной информации и составу работ в проектных документах

8.1       В  первом проектном документе  — технологической схеме опытно-промышленной разработки, базирующейся  на результатах  реализации пробной эксплуатации разведочных скважин и «Проекта поисковых и разведочных (доразведочных) работ в пределах … лицензионного участка»,. должны быть установлены:

—            литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу;

—            гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;

—            общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина про­дуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтеносности;

—            тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов;

—            характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.);

—            начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;

—             значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

—            гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);

—            физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плот­ность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пласто­вых условиях, коэффициент усадки);

—            физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, моле­кулярная масса, температуры начала кипения и начала застыва­ния, температура насыщения нефти парафином, процентное содер­жание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фрак­ционный и компонентный составы);

—            физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);

—            физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная мас­са, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол);

—            физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав и др.);

—             дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;

—            смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;

—            зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;

—            средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и на­сыщающих их жидкостей;

—            зависимость остаточной нефтенасыщенности от приложенного  на пласт градиента давления и начальной нефтенасыщенности;

—            зависимость пористости и проницаемости от снижения пластового давления;

—            информация для уточнения запасов и коэффициентов  извлечения нефти, газа, конденсата.

Помимо этого исходной информацией для составления проектных документов и их дополнений являются:

—       положения лицензионного соглашения (договора) на право пользования участком недр;

—       требования технического задания на проектирование;

—       среднерегиональные показатели удельных капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат;

—       цены  реализации углеводородов;

—       величины и условия уплаты налогов и платежей.

При выполнении последующих проектных работ информация из предыдущих проектных документов может приводиться в сокращенном виде

8.2       В технологической схеме опытно-промышленной разработки и ее дополнениях обосновываются:

—       эксплуатационные объекты;

—       на эксплуатационных объектах участки опытно-промышленной разработки в границах запасов категории С₁  (возможно частично и категории С₂);

—       способы и агенты воздействия на пласты;

—       системы размещения и плотности сеток добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационных объектах и участках опытно-промышленной разработки;

—       уровни, темпы и динамика добычи нефти, воды, попутного газа (растворенного в нефти и газа шапки), конденсата и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов на эксплуатационных объектах и участках опытно-промышленной разработки;

—       уровни, темпы и динамика добычи нефти, воды, попутного газа (растворенного в нефти и газа шапки), конденсата и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов для месторождения в целом путем распространения обоснованной системы разработки на участки ЭО за пределами границ опытно-промышленной разработки;

—       мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа, предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

—       рекомендуемые конструкции и технологии заканчивания скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

—       техника и технология добычи нефти и газа;

—       требования и рекомендации  к системе внутрипромыслового сбора и подготовки  продукции скважин, к системе ППД и подготовке закачиваемых агентов-вытеснителей;

—       принципиальные технические решения по обустройству месторождения;

—       мероприятия по обеспечению использования  добываемого попутного газа не менее 95%;

—       объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения;

—       мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

—       комплексы, объемы, периодичность геофизических и гидродинамических исследований;

—     мероприятия по охране недр при бурении и эксплуатации скважин;

—     цифровая  геологическая и фильтрационная модели для каждого  эксплуатационного объекта.

8.3       Исходной информацией для составления  технологической схемы разработки являются:

—     технологическая схема опытно-промышленной  разработки и ее дополнения, авторские надзоры за их реализацией, материалы экспертизы и согласования, протоколы утверждения;

—     подсчеты (пересчеты) запасов углеводородов и ТЭО КИН (если в них была необходимость), материалы их экспертизы и протоколы  утверждения ГКЗ Роснедра.

8.4           В технологической схеме  разработки:

—       анализируется обоснованность выделения эксплуатационных объектов;

—       оценивается эффективность реализуемой системы разработки, в первую очередь, с точки зрения добывных возможностей;

—       обосновывается необходимость  изменения систем размещения  и плотностей сеток скважин, объединения  (разукрупнения) эксплуатационных объектов;

—       уточняются для каждого эксплуатационного объекта  цифровые геологические и фильтрационные модели;

—       анализируется эффективность применяемых методов повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин;

—       формируется комплексная программа применения  на перспективу  наиболее эффективных методов  повышения нефтеотдачи  пластов и дебитов скважин, использования попутного газа не менее 95%;

—       составляются (при необходимости) на отдельных участках (залежах) ЭО программы опытно-промышленных работ по испытаниям и отработке новых технологий и технических средств воздействия на пласты;

—       рассчитывается  на проектный период  динамика технологических показателей разработки отдельно  по участкам ОПР, эксплуатационным объектам и месторождению в целом как в границах запасов категории АВС₁, так и АВС₁С₂. Накопленные  показатели  в таблицах  приводятся с начала разработки месторождения;

—       рассчитывается на проектный период динамика экономических показателей разработки  также отдельно  по участкам ОПР, эксплуатационным объектам как  в границах запасов категории АВС₁, так и АВС₁С₂. Накопленные  показатели  в таблицах также приводятся  с начала разработки месторождения;

—       выбирается рекомендуемый  вариант разработки месторождения;

—       приводятся (в соответствии с предъявляемыми к ним требованиями) технические разделы Стандарта (требования к конструкциям скважин, производству буровых работ, геофизических исследований при бурении, методам вскрытия пласта и освоения скважин; техника и технология добычи нефти и газа; контроль и регулирование разработки месторождения; охрана недра на месторождении; охрана окружающей среды; принципиальные технические решения по обустройству месторождения).

8.5           Исходной информацией для составления дополнения  к технологической схеме разработки являются:

—       технологическая схема разработки;

—       авторские надзоры за реализацией  технологической схемы разработки, материалы  их экспертизы  и согласования, протоколы утверждения;

—       подсчеты (пересчеты) запасов углеводородов и ТЭО КИН (если в них была необходимость), материалы их экспертизы и протоколы утверждения ГКЗ Роснедра

8.6           Состав работ  в дополнении  к технологической схеме разработки соответствует изложенному в подразделе 8.4. Отличие состоит в более углубленном анализе эффективности реализуемой  системы разработки, в первую очередь, с точки зрения эффективности  выработки запасов из ЭО.

8.7           Исходной информацией для составления проекта разработки являются:

—       технологическая схема разработки и авторские надзоры за ее реализацией, материалы их экспертизы и согласования, протоколы утверждения;

—       подсчеты (пересчеты) запасов углеводородов и ТЭО КИН (если в них была необходимость), материалы их экспертизы и согласования, протоколы утверждения ГКЗ Роснедра.

8.8           Состав работ в проекте разработки  соответствует изложенному в подразделе 8.6. Отличие состоит в более расширенных и углубленных исследованиях  разных технологий и технических средств  воздействия  на продуктивные пласты с целью достижения возможно максимальных экономически целесообразных КИН.

8.9           Исходной информацией для составления дополнения к проекту разработки являются:

—       проект разработки;

—       авторские надзоры за реализацией проекта разработки, материалы их экспертизы и согласования, протоколы их утверждения;

—       подсчеты (пересчеты) запасов углеводородов и ТЭО КИН (если в них была необходимость), материалы их экспертизы и протоколы утверждения ГКЗ Роснедра.

8.10       Состав работ в дополнении к проекту разработки соответствует изложенному в подразделе 8.8.

8.11       Исходной информацией для составления авторского надзора за реализацией проектного документа являются:

—       требования технического задания;

—       материалы последнего подсчета (пересчета) запасов углеводородов и ТЭО КИН, протоколы их утверждения ГКЗ Роснедра;

—       последний проектный документ на разработку месторождения, материалы его экспертизы и согласования, протокол его утверждения;

—       информация недропользователя  о проделанных работах на месторождении с даты действия последнего проектного документа;

—       фактические показатели разработки месторождения за период реализации последних проектных документов (не менее чем за пять лет);

—     материалы уточнения геологического строения, мониторинга разработки месторождения, оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за период реализации последнего проектного документа.

8.12        Авторский надзор выполняется в целях контроля реализации проектных документов, повышения эффективности  проектных решений и надежности прогноза технологических показателей разработки.

В авторских надзорах проводятся уточнения следующих основных проектных решений:

—       отмена фонда скважин на участках сокращения площади промышленной нефтеносности;

—       организация очагового заводнения на отдельных участках залежей, линзах;

—       обоснование новой  или распространение ранее утвержденной  проектной системы разработки и сетки скважин на участки расширения границ залежей  и на локальные новые участки (увеличение основного фонда скважин);

—       изменение местоположения и назначения скважин на локальных участках ЭО по результатам уточнения геологического строения;

—       изменение порядка и направления разбуривания по горно-геологическим условиям  и организационным причинам;

—       увеличение объемов эксплуатационного бурения;

—       уменьшение объемов  бурения по горно-геологическим  условиям и организационным причинам;

—       уточнение видов и объемов применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти;

—       использование фонда скважин, выполнивших проектное назначение, на других эксплуатационных объектах путем перевода или бурения новых боковых стволов;

—       корректировка программы пробной  эксплуатации, опытно-промышленных работ, доразведки и исследовательских работ;

—       применение методов  регулирования разработки месторождения;

—       дополнительное бурение ГС, МЗС, МЗГС, МСС, МРС, БС;

—       дополнительное проведение ГРП;

—       оптимизация забойных давлений  в добывающих  и нагнетательных скважинах;

—       корректировка технологических показателей разработки (без изменения основных проектных решений).

9. Требования к составлению проектного документа

9.1            Содержание проектных документов на разработку месторождений приведено в Приложении А.

9.2           Содержание авторского надзора за реализацией  проектных документов приведено в Приложении Б.

9.3           В проектные документы могут быть дополнительно введены другие структурные элементы, содержание которых устанавливается по согласованию между заказчиком и исполнителем работ

9.4           Проектный документ излагается лаконичным техническим языком. В проектный документ помещаются  только результаты прямых исследований. В отдельных случаях они дополняются необходимыми обоснованиями. Не рекомендуется помещать в проектный документ общеизвестные истины и положения. Обоснования второстепенного порядка, прямо не влияющие на результаты технико-экономических расчетов, помещаются по усмотрению исполнителей работы  в те или иные приложения.

Текстовые приложения  должны содержать техническое задание, различные акты, заключения и протоколы рассмотрения материалов заинтересованными организациями, сведения об уровнях добычи нефти, газа, конденсата, принятых в лицензионных соглашениях.

9.5             Материалы проектного документа на разработку месторождения представляются в бумажном и электронном формате (на компакт-дисках) и должны содержать все данные, позволяющие производить экспертизу проектных решений без личного участия авторов.

9.6           На экспертизу проектный документ направляется: в полном объеме — на электронных носителях,  основная часть (без приложений) — на бумажных носителях информации в двух экземплярах.

Материалы включают реферат, основную часть, текстовые приложения (том 1), табличные приложения (том 2) и графические приложения, которые оформляются отдельной папкой либо прилагаются к тому 1.

9.7           В том 1 включается текстовая часть всех разделов, в которых раскрывается существо рассматриваемых вопросов и приводятся необходимые обоснования принимаемых решений.

Объемы и детальность проработки отдельных разделов определяются авторами проектного документа в зависимости от сложности строения залежей, количества эксплуатационных объектов и рассматриваемых вариантов их разработки, стадии проектирования и т.д. В конце каждого раздела формулируются основные выводы и рекомендации.

9.8            Выполненный проектный документ  подписывается на титульном листе руководителем и ответственными исполнителями работы, утверждается руководителем организации-исполнителя. Его подпись скрепляется печатью. На титульном листе также указываются: организация, выполнившая работу, предприятие-недропользователь, полное название проектного документа с указанием наименования месторождения, типа месторождения (нефтяное, газонефтяное, нефтегазовое), район его расположения, место и год составления документа.

9.9           После титульного листа тома 1 помещаются: список исполнителей, информационная карта, оглавление всех томов, перечень всех приложений. После титульного листа каждого последующего тома помещается только оглавление этого тома.

9.10        Включаемый в том 1 табличный и графический материал должен содержать все данные о рекомендуемом варианте разработки, сопоставительные таблицы исходных данных и результатов расчетов технико-экономических показателей по всем сравниваемым вариантам разработки.

Для пояснения принципиальных положений проектного документа приводятся дополнительные материалы (таблицы, рисунки, схемы, графики).

9.11        В заключении указываются общие выводы и рекомендации, отражающие основные результаты работы. В выводах указывается степень изученности месторождения, количество и качество запасов нефти,  газа и конденсата, условия их залегания, принимаемый вариант разработки и достигаемый в результате его внедрения коэффициент извлечения нефти, рекомендации по наиболее рациональному способу разработки, оценка общих перспектив месторождения, проблемы и пути их решения, предложения по постановке необходимых научно-исследовательских работ и т.д. Материал в заключении излагается в форме констатирующей части Протокола  рассмотрения работы на ЦКР(ТО ЦКР) Роснедра.

9.12        Представляется список использованных материалов. В перечне опубликованной литературы, фондовых и других работ, приводятся названия материалов, авторы, место и год издания (составления).

9.13        Табличные приложения, приводимые в томе 2, должны содержать исходные данные для моделирования и его результаты.

9.14        Графические приложения должны отображать основные особенности геологического строения месторождения, текущее состояние разработки эксплуатационных объектов, содержать схемы разбуривания месторождения, карты размещения скважин по вариантам разработки и т.д. Они должны быть выполнены в общепринятых условных обозначениях.

9.15        На каждом чертеже необходимо указать его название и номер; числовой и линейный масштабы; ориентировку по сторонам света; наименование организаций, производивших разведку и разработку месторождения; должности и фамилии авторов, составивших чертеж, и лиц, утвердивших его. Чертежи должны быть подписаны указанными лицами. Условные обозначения помещаются либо на каждом чертеже, либо на отдельном листе.

9.16        Текстовую часть, текстовые и табличные приложения следует переплетать раздельно и только при небольшом объеме материалов — одной книгой. Рекомендуемый объем каждого тома — не более 250 страниц. Каждый том (книга) проектного документа должен быть снабжен этикеткой, на которой указывается номер экземпляра, наименование организации-недропользователя и проектанта, фамилия и инициалы руководителя работ, название документа, номер и название тома, город и год его составления.

9.17        Графические материалы следует помещать в папке, не сшивая их (каждый чертеж должен легко извлекаться для рассмотрения). Если чертеж выполнен на нескольких листах, их необходимо пронумеровать, а порядок их расположения показать на каждом листе. К каждой папке с графическими приложениями дается внутренняя опись, содержащая наименование чертежей и их порядковые номера. В конце описи указывается общее количество листов.

9.18        Все экземпляры проектного документа должны быть идентичны по форме и содержанию. Текст проектного документа на русском языке должен храниться в электронном виде в базе данных недропользователя,  исполнителя работы и государства.

10. Техническое задание

10.1 Для составления проектного документа на разработку месторождения недропользователь выдает исполнителю работы техническое задание.

10.2 В техническом задании на составление проектного документа на разработку месторождения указываются:

—       цель составления проектного документа;

—       запасы углеводородов, прошедшие государственную апробацию на дату составления документа;

—       сведения о ранее выполненных подсчетах запасов и проектных документах, их исполнителях, протоколах утверждения;

—       год ввода в разработку (для нового месторождения). В случаях, если не определен год ввода месторождения в разработку, технико-экономические показатели разработки в проектном документе выдаются по порядковым номерам годов эксплуатации;

—       вид используемой геолого-фильтрационной модели;

—       объемы эксплуатационного и разведочного бурения по годам;

—       порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку отдельных пластов и их наилучших зон;

—       инфраструктура в районе работ;

—       источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения;

—       факторы, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин;

—       коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам);

—       рекомендации по направлениям обоснованного использования попутно добываемого газа;

—       дополнительные сведения,  влияющие  на проектирование разработки и  организацию технологии добычи по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями (наличие населенных пунктов, водоохранных и особо охраняемых зон, заповедников и заказников, зон приоритетного и традиционного природопользования,  участков ценных лесов, пахотных земель и т.д.);

—       требования к периодичности  и точности замеров добываемых флюидов на всех этапах добычи, сбора  и подготовки продукции скважин;

—       сроки составления и утверждения проектного документа.

При необходимости в техническом задании может дополнительно указываться:

—       проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по  площадкам промыслового обустройства, по участкам каждого недропользователя;

—       особые требования по охране недр;

—       другие необходимые сведения и возможные ограничения.

Для месторождений, расположенных на континентальном шельфе Российской Федерации, кроме того, рекомендуется указывать:

—       глубины моря, расстояние 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, объемы закачки  агентов в пласт и ввод месторождения в разработку.

10.3 В техническом задании на составление авторского надзора  указываются:

—       цель составления документа;

—       сведения о ранее выполненных проектных документах, протоколах их согласования и утверждения;

—       фактически выполненные на месторождении  работы со дня согласования последнего авторского надзора;

—       программа работ по месторождению на ближайшие годы;

—       перечень и полнота выполнения разделов работы;

—       используемая геолого-фильтрационная модель.

10.4 Техническое задание составляется недропользователем, подписывается главным инженером и главным геологом предприятия-недропользователя (заказчика), согласовывается с органами государственного горного надзора, Роснедра и организацией-проектировщиком, утверждается руководителем  предприятия-недропользователя. Подпись последнего заверяется печатью.

10.5. Вместе с техническим заданием  на составление  проектного документа  заказчик предоставляет проектирующей организации отчет (отчеты) по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов, протокол (протоколы) его (их) рассмотрения, имеющиеся  предыдущие  проектные документы и протоколы их рассмотрения.

11 Рассмотрение, экспертиза, согласование и утверждение проектных документов

11.1 Рассмотрение, экспертизу и согласование проектных документов на разработку  месторождений полезных ископаемых осуществляет Федеральное агентство по недропользованию.

11.2 Проектные документы на разработку месторождений углеводородов подлежат обязательной государственной экспертизе для контроля выполнения лицензионных соглашений (договоров на право пользования  участками недр), рационального  использования и охраны недр, соблюдения  действующих  законодательных требований, стандартов, норм, правил.

11.3 Для реализации полномочий в части рассмотрения и согласования проектной и технической документации на разработку месторождений полезных ископаемых создана Центральная комиссия  по разработке месторождений полезных ископаемых  (ЦКР Роснедра) и ее территориальные отделения (ТО  ЦКР Роснедра), являющиеся коллегиальными органами  Федерального агентства  по недропользованию Их основными задачами являются:

—       рассмотрение и подготовка решений  по согласованию проектной и технической документации  на разработку месторождений  полезных ископаемых на основании экспертных заключений;

—       анализ и мониторинг состояний разработки месторождений и подготовка предложений по выполнению условий недропользования, определенных лицензионными соглашениями, проектной технической  и технологической документациями;

—       подготовка предложений для реализации государственной научно-технической политики в части рациональной и комплексной разработки месторождений полезных ископаемых.

11.4 Выполненный  и утвержденный организацией-исполнителем  проектный документ направляется предприятию-недропользователю для рассмотрения. Протокол рассмотрения документа  на НТС недропользователя утверждается (при положительном решении) руководителем предприятия-недропользователя, скрепляется печатью и направляется вместе с проектным документом  в ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

ЦКР Роснедра и ее ТО проводят рассмотрение  и государственную экспертизу проектных документов на разработку месторождений углеводородов.

11.5 Процедура представления, приемки, экспертизы, рассмотрения и согласования проектных документов устанавливается Федеральным агентством по недропользованию.

11.6 Протокол заседания ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра по результатам государственной  экспертизы проектных документов должен содержать выводы, отражающие:

—       выполнение недропользователем  условий лицензионного соглашения;

—       обоснованность и надежность исходных данных для проектирования;

—       обоснованность  и достоверность моделей, используемых для проектирования  разработки;

—       обоснованность выделения эксплуатационных объектов в разрезе месторождения;

—       эффективность существующих систем  разработки;

—       обоснованность рекомендуемой системы разработки — методов воздействия, систем размещения, плотностей сеток скважин, режимов работы залежей;

—       обоснованность коэффициентов извлечения углеводородов;

—       правильность расчетов  по каждому эксплуатационному объекту и блокам уровней добычи нефти, газа и жидкости, закачки воды, динамики обводнения, дебитов скважин, рациональность темпов освоения месторождения;

—       достаточность рекомендаций, определяющих конструкцию скважин, методы вскрытия пластов, способы эксплуатации, воздействия на призабойную  зону и МУН, требования к качеству  закачиваемой воды и освоения  нагнетательных скважин;

—       полноту утилизации добываемого попутного газа;

—       технико-экономическую целесообразность  применения оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в добывающих и нагнетательных скважинах;

—       полноту программ исследовательских  и геолого-разведочных работ на месторождении и лицензионном участке;

—       предлагаемые мероприятия по охране недр;

—       обоснованность технико-экономических  показателей разработки.

11.7 По результатам  экспертизы и рассмотрения  проектных документов  ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра  рекомендует принять  один  из вариантов разработки или отклоняет все варианты,  возвращая проектный  документ на доработку. При отклонении  проектного документа решение ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра должно  содержать необходимое обоснование.

11.8 Протокол рассмотрения  проектного документа на ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра утверждается  Председателем ЦКР Роснедра и направляется на согласование  в Роснедра. Проектный документ считается утвержденным  с момента согласования  Протокола в Роснедра.

Согласованные протоколы рассмотрения  проектных документов на ЦКР (ТО ЦКР)  Роснедра направляются недропользователям для исполнения в установленные сроки.

11.9 При проведении экспертизы проектных документов уполномоченные  органы и должностные лица обязаны охранять  конфиденциальность информации о содержании проектных документов, которая может составлять предмет коммерческой тайны (сведения о запасах углеводородов, экономических показателях, новых применяемых  технологиях, технических решениях, «ноу-хау» и др.).

Приложение А

(обязательное)

 

Требования к содержанию проекта пробной  эксплуатации, технологической схемы и дополнений к ней, проекта разработки и дополнений к нему, технологической схемы опытно-промышленных работ

Указанные проектные документы состоят из следующих разделов, подразделов и пунктов:

титульный лист

Список исполнителей

Реферат

Содержание

Список основных таблиц

Список вспомогательных таблиц

Список основных рисунков

Введение

1 Общие сведения о месторождении и лицензионном участке

2 Состояние геолого-физической изученности месторождения

2.1 Основные этапы геолого-разведочных работ

2.2 Изученность полевыми геофизическими методами

2.3 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

2.4  Отбор и исследования керна

2.5 Геофизические исследования скважин в процессе бурения

2.6 Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных  скважин

2.7 Гидродинамические исследования скважин

2.8 Лабораторные исследования пластовых флюидов

3 Геолого-физическая характеристика месторождения

3.1 Геологическое строение месторождения и залежей

3.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

3.1.2 Тектоническое строение

3.1.3 Характеристика нефтегазоносности  и геологического строения продуктивных пластов

3.1.4 Гидрогеологические и геокриологические условия

3.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

3.2.1 Литологическая характеристика пород

3.2.2 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств по керну

3.2.3 Деформационные свойства пластов и покрышек

3.2.4 Характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований.

3.2.5. Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин

3.2.6. Результаты гидродинамических исследований скважин

3.2.7 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

3.3. Свойства и состав пластовых флюидов

3.3.1. Свойства и состав нефти, газа и конденсата

3.3.2 Химический состав и свойства пластовых вод

3.4 Запасы углеводородов

4 Создание  геологической модели месторождения

4.1 Разработка цифровых геологических  моделей

4.2  Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов

4.3 Обоснование объемных сеток и параметров модели

4.4 Построение структурных моделей залежей

4.5 Построение литологических моделей залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств пластов

4.6 Построение моделей насыщения пластов флюидами

4.7 Подсчет геологических запасов углеводородов

4.8 Оценка достоверности геологической модели

4.9 Ремасштабирование геологической модели

5 Цифровая фильтрационная модель месторождения

6 Состояние разработки месторождения

6.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

6.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

6.2.1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

6.2.2. Состояние реализации проектного фонда скважин

6.2.3 Фактические показатели разработки

6.2.4 Выполнение проектных решений

6.3 Анализ текущего состояния разработки месторождения

6.4  Выводы об эффективности применяемых систем разработки

7 Проектирование разработки месторождения

7.1  Обоснование выбора эксплуатационных объектов

7.2.Обоснование расчетных вариантов разработки нового месторождения

7.3 Обоснование  расчетных вариантов разработки эксплуатируемого месторождения

7.4 Выбор рекомендуемого варианта. Технологические показатели разработки

8 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

8.1 Анализ эффективности применяемых методов

8.2  Программа применения методов увеличения нефтеотдачи на проектный период

8.3 Опытно-промышленные работы на месторождении

9 Технико-экономический анализ вариантов разработки

9.1 Общие положения

9.2 Показатели экономической оценки

9.3 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат

9.4 Налоговая система

9.5 Источники финансирования

9.6 Технико-экономические показатели  расчетных вариантов разработки

9.7 Анализ чувствительности проекта

10 Требования к конструкциям скважин, производству буровых работ, геофизических исследований при бурении, методам вскрытия пластов и освоения скважин

10.1 Особенности и проблемы строительства скважин

10.2 Конструкции и крепление скважин

10.3 Пространственное профилирование стволов скважин

10.4 Геофизические и геолого-технологические исследования в бурящихся скважинах

10.5 Методы вскрытия продуктивных пластов

10.6 Освоение добывающих и нагнетательных скважин, вводимых из бурения

10.7 Освоение нагнетательных скважин, вводимых под нагнетание из добывающего, простаивающего или других фондов

10.8 Организация, производство и технологии буровых работ

11 Техника и технология добычи нефти и газа

11.1 Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин

11.2 Обоснование способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

11.3  Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениям при эксплуатации скважин

11.4 Глушение скважин

11.5 Анализ, требования и рекомендации к системе внутрипромыслового сбора  и подготовки продукции скважин

11.6  Анализ, требования и рекомендации к системе ППД, подготовке закачиваемых рабочих агентов. Обоснование источников водоснабжения

11.7 Обоснование геологических объектов и поглощающих скважин для утилизации (сброса) попутно добываемой воды

12 Контроль и регулирование  разработки месторождения

12.1 Доразведка месторождения

12.2 Отбор и исследование керна

12.3 Промысловые и гидродинамические исследования скважин

12.4 Геофизические исследования скважин

12.5 Физико-химический анализ нефти, газа, конденсата  и воды

12.6 Гидропрослушивание и индикаторные исследования

12.7 Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин

13 Охрана недр на месторождении

13.1 Нормативно-правовая база

13. 2 Основные источники воздействия на недра

13.3  Охрана недр при буровых работах, эксплуатации скважин и проведении геолого-технологических мероприятий

14 Охрана окружающей среды

14.1 Нормативно-правовая база

14.2 Физико-географическая характеристика территории месторождения

14.3 Анализ воздействия проектируемых объектов нефтегазодобычи на окружающую среду

14.4 Мероприятия по охране окружающей среды

14.5 Оценка затрат на природоохранные мероприятия

15 Принципиальные технические решения по обустройству месторождения

15.1 Существующее состояние обустройства месторождения  и лицензионного участка

15.2 Кустование скважин. Основные решения по строительству кустовых оснований и площадочных объектов

15.3 Основные решения по системе сбора, подготовке и транспорта нефти и газа

15.4 Основные решения по системе ППД

15.5 Проектируемые объекты инфраструктуры

Заключение

Титульный лист

Предприятие-заказчик

Организация-исполнитель

УДК                                                                                      Для служебного пользования

Инв. №                  Экз. №

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель

организации-исполнителя,

ученая степень, ученое звание

________________И.И.Иванов

«        »                     20   г.

(подпись, дата, печать)

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТКИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  СХЕМА РАЗРАБОТКИ, ПРОЕКТ РАЗРАБОТКИ, ДОПОЛНЕНИЕ  К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТКИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ РАЗРАБОТКИ, ПРОЕКТУ РАЗРАБОТКИ _________________________НЕФТЯНОГО (ГАЗОНЕФТЯНОГО) МЕСТОРОЖДЕНИЯ

____________Республики (края, области, автономного округа)

 

Руководитель работы,

ученая степень, ученое звание

_____________П.П.Петров

Ответственный исполнитель

ученая степень, ученое звание

_____________С.С.Сидоров

Город, год

Реферат

Реферат должен содержать следующие сведения:

—                объём проектного документа, количество иллюстраций, таблиц, приложений,  использованных источников;

—                перечень из 10-15 ключевых слов или словосочетаний из текста проектного документа,  в наибольшей степени характеризующих его содержание. Ключевые слова приводятся прописными  буквами в именительном падеже;

—                текст реферата, отражающий объект исследования, цель работы, метод или методологию проведения работы, результаты работы и их новизну, основные технико-экономические характеристики, степень внедрения, рекомендации по внедрению, область  применения, экономическую эффективность, прогнозные предположения о развитии объекта проектирования.

 

Список основных таблиц:

 

2.1 Краткая характеристика полевых геофизических работ

2.2 Сведения об объемах буровых работ

2.3. Объем лабораторных исследований керна

2.4. Сведения об объемах исследований по контролю за разработкой

2.5 Состояние изученности месторождения методами ГДИ

2.6 Объем лабораторных исследований пластовых флюидов

3.1. Характеристика продуктивных залежей

3.2. Статистические показатели неоднородности по ГИС

3.3.  Результаты гидродинамических исследований разведочных скважин

3.4 Результаты гидродинамических исследований эксплуатационных скважин

3.5 Средние значения гидродинамических  параметров

3.6 Характеристика коллекторских свойств

3.7 Геолого-физическая характеристика пластов (средняя) по участкам с запасами  категорий  АВС₁

3.8 Свойства пластовой нефти

3.9 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

3.10 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

3.11 Свойства газа и конденсата

3.12 Компонентный состав газа и конденсата

3.13 Свойства и состав пластовых вод

3.14 Состояние запасов нефти на 1.01….г.

3.15 Состояние запасов растворенного газа на 1.01….г.

3.16 Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.

3.17 Состояние запасов  конденсата на 1.01….г.

4.1 Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ГФМ

4.2 Сопоставление подсчетных параметров и запасов нефти, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ

4.3 Сравнение параметров  макронеоднородности, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ по ЭО

6.1 Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти

6.1А Сравнение проектных и фактических уровней добычи газа

6.2. Сравнение  проектных и фактических показателей разработки

6.3. Состояние реализации проектного фонда скважин на 1.01. …г.

6.4 Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01. … г.

6.5 Основные технологические показатели разработки по состоянию

на 1.01. …г.

7.1 Основные технологические показатели расчетного варианта разработки

7.2 Обоснование прогноза добычи нефти

7.3 Сопоставление  запасов нефти из проектного документа и числящихся на государственном балансе

7.4 Составляющие КИН в вариантах  разработки

7.4 А Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого варианта разработки   в сравнении с числящимися на государственном балансе

8.1 Эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти за историю разработки

8.2 Эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти в прогнозный период

9.1 Исходные данные для расчета экономических показателей

9.2 Основные технико-экономические показатели вариантов разработки

 

Список вспомогательных таблиц:

П. 2.1 Изученность месторождения буровыми работами

П. 2.2  Стандартные исследования полноразмерного керна

П. 2.3 Стандартные исследования обработанного керна

П. 2.4  Охват пластов (пропластков) месторождения геофизическими исследованиями

П. 2.5  Результаты определения параметров пластов (пропластков) по ГИС

П. 2.6  Критические значения параметров

П. 2.7  Результаты гидродинамических исследований разведочных скважин

П. 2.8  Результаты опробования и исследования скважин и пластов

П. 3.1 Средние значения литологических параметров выделенных литотипов пород пласта

П. 3.2 Средние значения  петрофизических  параметров выделенных  литотипов пород пласта

П. 3.3 Состав фациальных комплексов по литотипам

П. 9.1 Капитальные вложения

П. 9.2 Эксплуатационные затраты по  статьям калькуляции

П.9.3 Эксплуатационные затраты по элементам затрат

П. 9.4 Прибыль от реализации продукции

П. 9.5 Чистый доход недропользователя

П. 9.6 Чистый доход недропользователя с учетом возврата кредита

П. 9.7 Доход государства

П. 9.8 Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам

Список  основных рисунков:

1.1 Обзорная схема расположения месторождения

2.1 Схема сейсмической изученности месторождения

3.1 Сводный литолого-стратиграфический разрез

3.2 Структурно-тектоническая карта района

3.3 Карты эффективных нефтенасыщенных толщин

6.1 Карта текущих отборов нефти

6.2 Карта накопленных отборов нефти

6.3 Карта изобар

15.1 Схема кустования устьев скважин

15.2 Схема размещения существующих и намечаемых  объектов

 Введение

Во введении указывается цель выполнения работы, приводится ссылка на документы, в соответствии с которыми выполняется  проектный документ (рекомендации ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра, техническое задание, другие документы).

Указываются следующие обязательные сведения:

—       административное расположение месторождения;

—       недропользователь лицензионного участка (серия, номер, вид, срок действия лицензии). Площадь  лицензионного участка и месторождения по внешнему  контуру нефтеносности;

—       дата открытия месторождения и ввода его в разработку, особенности строения;

—       данные о последнем проектном документе (организация-проектировщик, номер протокола и дата утверждения);

—       условия лицензионного соглашения в области проектирования разработки (на период действия последнего проектного документа).

Приводятся сведения о результатах реализации действующего проектного документа в объеме, необходимом для обоснования цели выполнения проектного документа.

1 Общие сведения о месторождении и лицензионном участке

В данном разделе приводятся:

—       географическое и административное положение месторождения, сведения об инфраструктуре (ближайшие населенные пункты, железнодорожные станции, аэропорты, речные пристани, морские порты, разрабатываемые месторождения нефти и газа, магистральные нефте- и газопроводы, автомобильные дороги и расстояния до них);

—       природно-климатические условия (гидрография, геоморфология, геокриологические  условия, заболоченность, лесистость и др.);

—       сведения о сейсмичности района, энергоснабжении и источниках питьевого и технического водоснабжения, обеспеченности района строительными материалами;

—       обзорная схема расположения  проектируемого и окружающих его месторождений и лицензионных участков, населенных пунктов, рек, озер, болот, охранных зон, существующих автомобильных и железных дорог, линий электропередач, нефте- и газопроводов (рис. 1.1).

2 Состояние геолого-физической изученности месторождения

2.1 Основные этапы геолого-разведочных работ

Кратко излагается история  изучения и открытия месторождения. Приводятся сведения о составе поисково-разведочных работ, выполненных на месторождении. Отражаются основные результаты геолого-разведочных работ и сведения о выявленных продуктивных пластах и горизонтах.

2.2 Изученность полевыми геофизическими методами

В таблице 2.1 приводятся сведения по объемам и методам выполненных в пределах лицензионного участка и рассматриваемого месторождения геофизических исследований (гравиразведка, магниторазведка, электроразведка и сейсморазведка) и   изученности месторождения. Дается оценка качества полученных материалов,  краткое описание результатов работ. На рис. 2.1 приводится схема сейсмической изученности месторождения.

2.3 Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение

В таблицах 2.2 и П. 2.1 приводятся сведения об объемах буровых разведочных работ и бурении скважин эксплуатационного фонда на месторождении.

Указывается количество и глубины пробуренных на месторождении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, их текущее состояние.

2.4  Отбор и исследования керна

В таблицах 2.3, П. 2.2, П. 2.3 указаны объемы лабораторных исследований керна.

В них  приводятся сведения о количестве образцов по видам лабораторных исследований. Анализируется каждый проектируемый объект с указанием количества изученных скважин. Для каждого объекта приводятся сведения о  выборке лабораторных исследований керна в интервале пласта вне зависимости от характера насыщения и фильтрационно-емкостных параметров. Комментарии должны содержать вывод о степени охарактеризованности месторождения керном и рекомендации для продолжения работ по его отбору и лабораторному исследованию.

2.5 Геофизические исследования скважин в процессе бурения

Приводятся:

—       сведения  о комплексе ГИС по типам скважин  и его выполнении;

—       сведения об объемах информации, полученной в результате интерпретации комплекса ГИС и объеме данных,  использовавшихся при выполнении проектной работы. Форму представления  информации  можно принять по таблице П.  2.4.

2.6 Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных  скважин

Приводятся:

—       сведения об объёмах исследований добывающих, нагнетательных и контрольных скважин;

—       сведения об исследовании технического состояния скважин;

—       комплекс проведённых методов исследований и решаемые задачи (табл. 2.4).

2.7 Гидродинамические исследования скважин и пластов

За период с начала опробований скважин и на текущую дату собирается, обрабатывается и обобщается весь материал по гидродинамическим исследованиям скважин. Приводятся данные о состоянии изученности пластов месторождения гидродинамическими методами (табл. 2.5).

2.8 Лабораторные исследования пластовых флюидов

Приводится общий обзор изученности пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, растворенного газа, пластового газа и конденсата, пластовой воды). Указываются организации, проводившие исследования на различных стадиях освоения месторождения.

Анализируется полнота и достоверность имеющейся информации в пределах каждой залежи  по видам и объемам исследований в сопоставлении с требованиями к оптимальной изученности. Приводятся  планы-графики проведения дальнейших работ по каждому виду исследований.

Объем лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов приводится в таблице 2.6.

3 Геолого-физическая характеристика месторождения

3.1 Геологическое строение месторождения и залежей

3.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Характеризуется литолого-стратиграфический разрез района от фундамента до поверхности. Сводный литолого-стратиграфический разрез представляется на рис.3.1.

3.1.2 Тектоническое строение

Приводится краткий комментарий  структурно-тектонической карты региона (рис.3.2) с выделением основных тектонических элементов. Рассматривается приуроченность месторождения к структурно-тектоническим элементам.

3.1.3 Характеристика нефтегазоносности  и геологического строения продуктивных пластов

Детальность изложения материала должна быть достаточной для принятия технологических решений по разработке.

Общая характеристика продуктивных залежей и статистические показатели неоднородности пластов представляются в таблицах 3.1-3.2.

Характерные геологические разрезы, карты геологических параметров (песчанистость, расчлененность, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность) приводятся на рисунках или в графических приложениях к отчету по усмотрению исполнителя работ.

Обязательным является представление карт эффективных нефтенасыщенных толщин (рис. 3.3) по всем продуктивным пластам и выделенным объектам разработки.

3.1.4 Гидрогеологические и геокриологические условия

Приводятся:

—        сведения о водоносных комплексах литолого-стратиграфического разреза, их режиме и обильности, минерализации и типе вод, содержании в них полезных компонентов;

—       сведения о геокриологических условиях в контуре месторождения (наличие или отсутствие многолетнемерзлых пород). При наличии многолетнемерзлых пород приводятся сведения об их распространении по площади и разрезу, особенностях их взаимодействия с осадочными горными породами.

 

3.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

 

3.2.1 Литологическая характеристика пород

В основу систематизации результатов лабораторного исследования рекомендуется принять метод литолого-петрофизической классификации пород по литотипам. Под литотипом понимается элементарный фрагмент породы, являющийся носителем определенной совокупности фильтрационно-емкостных свойств.

В качестве основных классифицирующих признаков используются:

— для терригенных коллекторов: гранулометрический состав, текстурные особенности (по шлифам); минеральный состав породообразующего комплекса, минеральный состав и тип глинистого цемента, карбонатность с анализом её минерального состава, пористость, абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность;

— для карбонатных коллекторов: минеральный состав породообразующего комплекса (карбонаты, сульфаты, галогениды), зернистость, степень перекристаллизованности (вторичные замещения), стилолитизация, пустотность (поровая, кавернозная, трещинная составляющие), абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность;

— для вулканогенных коллекторов: тип и структура пород, химический состав, характер кристалличности, вторичные замещения, пустотность (поровая, кавернозная, трещинная составляющие), абсолютная газопроницаемость, водоудерживающая способность;

— для битуминозных коллекторов (бажениты, доманикиты): текстурные особенности (по шлифам), минеральный состав породообразующего комплекса (минеральная матрица), содержание керогена, химический состав пород, пустотность.

В качестве минимального количества рекомендуется выделять пять литотипов, из которых три в той или иной степени являются коллекторами, два — неколлекторами. При проведении исследований во внимание принимаются коллектора с ФЕС выше критических значений. Обоснование выделения литотипов индивидуально для каждого эксплуатационного объекта. Классификация пород по литотипам представляется в таблицах  П. 3.1, П 3.2.

На базе выделенных литотипов и электрометрических моделей В.С.Муромцева определяется оптимальное количество фациальных комплексов и соотношений в каждом из них литотипов (таблица П. 3.3).

На базе каждого из литотипов-коллекторов в отчете  приводятся зависимости «керн-керн», «керн-ГИС», в частности: «пористость — абсолютная  проницаемость», «водоудерживающая способность — абсолютная проницаемость», «начальная нефтенасыщенность — абсолютная проницаемость», «начальная газонасыщенность — абсолютная проницаемость» и др. Они используются при построении геологических моделей эксплуатационных объектов и функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа, воды.

Приводятся краткие комментарии  к обоснованию выделения литотипов, литологических предпосылок формирования и распределения коллекторов-неколлекторов по пластам.

На ранней стадии изученности месторождения приводится обоснование выбора аналогов с учетом фациальной принадлежности к литолого-петрофизической модели объектов.

3.2.2 Характеристика фильтрационно-емкостных свойств по керну

Задачей является определение коллекторских свойств объекта (пласта) с учетом его нефте-газо-водонасыщенности.

При определении средних значений и коэффициентов вариации параметров по лабораторным исследованиям керна используются совокупности (выборки) из значений, равных или превышающих установленные (принятые) величины их нижних пределов.

Рассчитываются средние значения, коэффициенты вариации и статистические ряды распределения параметров пласта по керну в каждой скважине и по пласту в целом.

Даются комментарии об общей характеристике фильтрационно-емкостной модели пласта, оценивается ее пространственная однородность, определяется влияние насыщения на предельные и средние значения изучаемых параметров.

На ранней стадии изучения месторождения при недостатке прямых определений на керне обосновывается выбор аналогов. Табличная и графические формы  представления материалов выбираются по усмотрению  исполнителя работ.

3.2.3 Деформационные свойства пластов и покрышек

При условиях, моделирующих пластовые, приводятся результаты определений скорости распространения продольных и поперечных волн как для пород из продуктивной части, так и для пород из кровли и подошвы пласта, приводятся значения коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, результаты лабораторного определения изменения фильтрационно-емкостных свойств пород при изменении пластового давления.

В тексте приводятся методики определения и анализ результатов, а также основные алгоритмы, описывающие зависимости коэффициентов Пуассона, модуля Юнга, сжимаемости, предела прочности от пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств пород, если таковые выявлены. Табличная  и графическая формы  представления  материалов выбираются  по усмотрению исполнителя работ.

3.2.4 Характеристика вытеснения флюидов по данным лабораторных исследований.

Для определения критических значений водонасыщенности приводятся результаты определения кривых капиллярного давления газ-вода, нефть — вода, нефть — газ.

Определение функций относительных фазовых проницаемостей рекомендуется проводить следующим образом:

— в каждом выделенном литотипе-коллекторе (их общее количество не должно быть меньше трех) строится распределение абсолютной проницаемости с использованием керновой и геофизической информации;

— распределение разбивается на три равновероятностных подсовокупности проницаемости;

— в подсовокупностях определяются средние величины проницаемости: меньше средней (К_срmin), средняя (К_ср) и выше средней (К_срmax);

— для каждой подсовокупности подбираются колонки образцов керна с примерно одинаковыми коэффициентами проницаемости, соответствующими значениям К_срmin, К_ср , К_срmax;

— на подобранных колонках проводятся с соблюдением пластовых условий лабораторные эксперименты по вытеснению нефти газом, нефти водой, газа водой;

— по результатам потоковых экспериментов определяются: остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по газу, остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по воде, остаточная газонасыщенность при вытеснении газа водой и соответствующая ей относительная фазовая проницаемость по воде. Парные функции относительных фазовых проницаемостей «нефть-газ», «нефть-вода», «газ-вода» представляются в графическом виде и помещаются в основной текст отчета. Трехфазные функции относительных фазовых проницаемостей строятся на базе парных ОФП в случаях моделирования разработки залежей: с газовыми шапками, применением водогазового воздействия, использованием естественных режимов истощения. Во всех других случаях используется парная ОПФ «нефть-вода»;

— аналогичным образом строятся ОФП для всех выделенных литотипов.

3.2.5. Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин

Приводятся:

— сведения о комплексе ГИС по выделению коллекторов (табл. П.2.4);

— сведения по определению коэффициентов пористости, проницаемости, начальных нефтенасыщенности и газонасыщенности (табл. П. 2.5);

— сведения о критических значениях параметров (табл. П.2.6);

— алгоритмы определения подсчётных параметров.

3.2.6. Результаты гидродинамических исследований скважин

Гидродинамические исследования скважин и пластов и их интерпретация проводятся в соответствии с методическими указаниями «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» РД 152-39.0-109-01.

Приводятся:

-результаты опробования и исследования гидродинамическими методами скважин и пластов (табл. 3.3 и 3.4);

-средние значения гидродинамических параметров, интервалы их изменения (табл. 3.5), краткий комментарий с обоснованием принятых параметров для дальнейших исследований.

3.2.7 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Характеристика коллекторских свойств, определенная различными методами и сводная геолого-физическая характеристика пластов приводятся в таблицах 3.6, 3.7.

 

3.3. Свойства и состав пластовых флюидов

 

3.3.1. Свойства и состав нефти, газа и конденсата

Исследования состава и свойств пластовых флюидов выполняются в соответствии с отраслевым стандартом ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей». Приводятся:

— диапазоны изменения и средние значения характеристик газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации (табл. 3.8);

— сведения о компонентном составе пластовой, дегазированной нефти и растворенных нефтяных газов с краткой характеристикой промышленно важных компонентов (табл. 3.9);

— сведения о физико-химических свойствах и фракционном составе дегазированной нефти, концентрации микрокомпонентов (металлов); технологической классификации сырой нефти (табл. 3.10);

— табличные и графические зависимости свойств (вязкость, плотность, объемный коэффициент, растворимость) от давления для каждого из флюидов при пластовой температуре;

— для газонефтяных, нефтегазовых залежей и газовых залежей с нефтяной оторочкой, содержащих запасы газа и конденсата промышленного значения: сведения о составе и свойствах пластового газа и конденсата, зависимость потенциального содержания стабильного конденсата в газе газовой шапки, объемного коэффициента, вязкости, плотности газа и конденсата от давления при пластовой температуре (табл. 3.11-3.12);

— для месторождений высокопарафинистых нефтей: оценка возможности выпадения твердой фазы из нефти при изменении пластовых условий и при применении специальных технологий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений;

— для месторождений, на которых проектируется газлифтная эксплуатация скважин: источник, состав и свойства газа, рекомендуемого в качестве рабочего агента для газлифта;

— для залежей, по которым рассматриваются варианты разработки на режиме истощения: зависимости газосодержания, объемного коэффициента, плотности и вязкости пластовой нефти и нефтяного газа от давления при пластовой температуре;

— для месторождений, разрабатываемых с применением тепловых методов: зависимости вязкости пластовых жидкостей от давления и температуры; растворимость пара в пластовых жидкостях (при закачке пара); теплофизические свойства пластовых флюидов (удельная теплоемкость, коэффициенты теплопроводности и температуропроводности).

 

3.3.2 Химический состав и свойства пластовых вод

На основании обобщения результатов лабораторных исследований глубинных и поверхностных проб приводятся:

— диапазон и средние значения газосодержания, плотности, вязкости,  объемного коэффициента пластовой воды в начальных пластовых условиях; общей минерализации, жесткости, ионного состава, содержания в пластовых водах полезных микрокомпонентов (табл. 3.13);

— средний состав водорастворенных газов;

— характеристика воды, предлагаемой для заводнения, и её совместимость с пластовой водой (по форме табл. 3.13).

3.4 Запасы углеводородов

Сведения о запасах  представляются в таблицах 14-17.

Если запасы углеводородов, числящиеся  на государственном балансе на начало года, изменились и были переутверждены на дату представления и утверждения проектного документа, соответствующие сведения о них представляются в дополнительных таблицах 14а-17а.  Прогнозные показатели разработки рассчитываются и утверждаются  на основе измененных запасов углеводородов.

4 Создание геологической модели месторождения

Создание цифровой геологической модели (ЦГМ) месторождения проводится в соответствии с РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических  моделей нефтяных и газонефтяных месторождений». Ниже в кратком виде приведены основные положения и этапы работ по созданию ЦГМ.

4.1 Создание цифровых геологических  моделей

Постоянно действующие геолого-технологические модели (ПДГТМ) и геолого-фильтрационные модели (ГФМ), построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

—                цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

—                программ выдачи, хранения и архивации получаемых результатов.

Для построения геологических моделей могут использоваться следующие данные и информация:

—       результаты региональных геолого-геофизических исследований, характеризующие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальную обстановку и т.д.;

—       результаты интерпретации данных дистанционных (космо-, аэро-) методов;

—       данные трехмерной (3D) или детализационной двумерной (2D) сейсморазведки;

—       данные вертикального сейсмического профилирования, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;

—       результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов (магниторазведка, гравиразведка и др.);

—       результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна;

—       измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), гранулометрии для основных классов пород;

—       данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных и  эксплуатационных скважинах;

—       исходные данные геофизических исследований скважин, результаты их обработки и интерпретации;

—       данные инклинометрии скважин;

—       данные контроля разработки (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, широкополосный акустический каротаж, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж, углеродно-кислородный каротаж);

—       данные испытаний скважин;

—       результаты гидродинамических и индикаторных исследований пластов и скважин;

—       сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации;

—       сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефти, конденсата, газа, минерализации пластовой воды;

—       результаты измерений по скважинам объема и состава добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин,

—       данные о состоянии фонда скважин;

—       сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей, опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии;

—       утвержденные отчеты по подсчету геологических и извлекаемых запасов, проектные технологические документы, отчеты по авторским надзорам, материалы из государственного баланса запасов, протоколы их экспертизы, согласования и утверждения, научные отчеты об  исследованиях, проведенных  на месторождении.

4.2  Методика и результаты детальной корреляции продуктивных пластов

Излагаются результаты исследований по обоснованию стратиграфических границ продуктивных пластов и выделения этих границ во всех скважинах месторождения. Результаты работ представляются в виде альбома профилей корреляции. Количество профилей зависит от сложности геологического строения объекта моделирования и должно включать информацию по скважинам, составляющим в целом не менее 50% от общего пробуренного фонда.

При корреляции по данным разведочных скважин рекомендуется представлять временные сейсмические разрезы с вынесенными на них кривыми ГИС.

Результаты выполнения детальной корреляции представляются в виде файла с информацией: № скважины, № корреляционной таблицы, абсолютная отметка выделения границ пластов (пропластков).

4.3 Обоснование объемных сеток и параметров модели

Вертикальные и горизонтальные размеры ячеек выбираются с учетом дифференциации разреза по ФЕС и наличия непроницаемых прослоев. В области размещения скважин трехмерная модель состоит из элементарных ячеек размером не более DX_min, DY_min и DZ_min. Линейные размеры DX_min и DY_min выбираются из условия размещения на площади эксплуатационного объекта не менее четырех узловых точек между соседними скважинами и с условием определения площади поверхности на модели с погрешностью не более + 3%. На практике размеры DX_min и DY_min варьируют, как правило, от 25 до 200 м. За пределами контура размещения скважин шаги DX_min и DY_min могут быть увеличены. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с ориентацией тектонических и литологических экранов.

Количество слоев по вертикали и их размеры DZ_min выбираются с учетом детальности геофизического расчленения разрезов скважин при условии их согласованности с вертикальной толщиной геологических слоев и подсчетных объектов. Каждый элементарный геологический слой должен быть представлен, как минимум, одной ячейкой по вертикали.

Для каждого эксплуатационного объекта указываются в табличной или графической  формах данные о количестве  ячеек в ЦГМ, геометрических параметрах области моделирования в плоскостях X,Y,Z.

4.4 Построение структурных моделей залежей

Под структурной моделью понимается совокупность гипсометрических отметок, характеризующих пространственное положение точек поверхности кровли или подошвы пластов-коллекторов в координатах X,Y,Z. В зависимости от детальности ЦГМ построение основного структурного каркаса проводится по кровлям и подошвам пластов, зональным интервалам, а также по кровлям и подошвам коллекторов каждого пласта, цикла или подсчетного объекта, а в случае ЦГМ — по кровле и подошве каждого элементарного расчетного слоя по оси Z.

Приводится распределение глубинных невязок между сейсмическими данными и абсолютными отметками в скважинах для дальнейшего анализа достоверности построения структурного каркаса. В случае исправления абсолютных отметок пластопересечений (в связи с корректировкой структуры) указываются величины подвижек в табличном виде. При исправлении отметок используют сеть опорных (вертикальных и наклонно-направленных) скважин.

Выходными данными после построения структурной модели являются двумерные послойные карты структурных поверхностей в общепринятых форматах и набор контрольных точек (скважин) со значением абсолютных отметок на этих поверхностях.

4.5 Построение литологических моделей залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств пластов

Под литологической моделью понимается набор объемных сеток, в каждую ячейку которых занесен код индекса литологии или признака коллектор-неколлектор, а также коды или численные значения коэффициентов песчанистости, пористости, проницаемости (при необходимости и других петрофизических или геофизических параметров, включая показания зондов).

Приводятся сведения о методах определения значений параметров в межскважинном пространстве. При расчете моделей ФЕС с использованием результатов сейсморазведки дается необходимое обоснование использования того или иного сейсмического атрибута с приведением статистических оценок в графическом или табличном видах.

Для оценки достоверности моделей литологии используются построенные по этим моделям карты эффективных толщин, коэффициентов пористости и проницаемости, которые сравниваются с двумерными картами, построенными по данным скважин. Отклонения в определении параметров не должны превышать + 5% .

На границах зон замещения и выклинивания коллекторов эффективные толщины должны быть равны нулю, а значения пористости и проницаемости согласованы с граничными значениями коллектор — неколлектор для этих параметров в соответствии с принятым принципом осадконакопления: постепенное замещение, резкий размыв.

Значения коэффициентов пористости, проницаемости и любых других параметров в ячейках объемных сеток должны быть согласованы между собой по петрофизическим зависимостям.

На основе литологической модели формируются выводы об особенностях распределения различных типов коллекторов как по площади, так и по разрезу залежей. Выявленные закономерности должны согласовываться с результатами детальной корреляции геофизических разрезов скважин.

Выходной информацией литологической модели являются:

—                литологические разрезы в субширотном и субмеридиональном направлениях;

—                численные характеристики трехмерных (фрагменты «куба») и двумерных (разрезы) распределений коэффициентов пористости и проницаемости;

—                геолого-статистические разрезы и гистограммы коэффициентов пористости и проницаемости, полученные на модели.

Результаты исследований приводятся в табличном или графическом видах по усмотрению исполнителя проектной работы.

4.6 Построение моделей насыщения пластов флюидами

Для моделирования насыщения пласта   каждой ячейке модели должно быть  присвоено фактическое (в случае, когда ячейка соответствует скважине) или расчетное (путем интерполяции по соседним скважинам) значение: коэффициентов начальной нефте- и газонасыщенностей, остаточной водонасыщенности,  остаточных нефте-, газонасыщенностей. За пределами внешних контуров нефте- и газоносности значения коэффициентов нефте-, газонасыщенности должны принимаются равными нулю.

Параметры насыщения флюидами должны быть согласованы с положением ячейки относительно ВНК, ГНК, уровня зеркала воды. Расчетные значения коэффициентов насыщенностей должны определяться с учетом зависимостей изменения указанных коэффициентов от пористости и проницаемости коллекторов. При расчетах используются данные РИГИС, капилляриметрии, кривых ОФП.

Результаты моделирования представляются в графических приложениях с нанесенной проектной сеткой скважин на картах абсолютной проницаемости, начальной нефтенасыщенности, начальной газонасыщенности; на наиболее принципиальных разрезах — начальные величины абсолютной проницаемости, нефтенасыщенности, газонасыщенности; в виде карт геолого-статистических разрезов по параметрам — пористость, абсолютная проницаемость, начальная  нефте-(газо-)насыщенность.

4.7 Подсчет геологических запасов углеводородов

Трехмерная геологическая модель позволяет проводить определение начальных геологических запасов нефти и газа с любой степенью детальности (месторождение в целом, по эксплуатационным объектам, зонам различного насыщения флюидами, по литотипам пород и т.д.). Результаты сопоставления запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе ЦГМ должны быть представлены в виде таблицы 4.1.

4.8 Оценка достоверности геологической модели

Оценка достоверности созданной ГМ проводится путем сравнения расчетных по геологической модели и утвержденных в ГКЗ: начальных геологических запасов нефти (свободного газа и конденсата), объема нефте-(газо-)насыщенных пород, площади нефтеносности (газоносности), средней эффективной нефте- (газо-) насыщенной толщины, среднего коэффициента пористости нефте- (газо-) насыщенных частей, среднего коэффициента начальной нефте- (газо-) насыщенности, а также параметров макронеоднородности (коэффициенты расчлененности и песчанистости, объемы коллекторов и неколлекторов) нефте- (газо-) насыщенных частей (табл. 4.2).

Созданная модель считается достоверной, если расхождение при определении подсчетных параметров и оценке начальных геологических запасов углеводородов по модели и данным ГКЗ не превышает + 5%. В случае превышения погрешностью величины + 5% дается подробный анализ причин такого расхождения.

4.9 Ремасштабирование геологической модели

К процессу ремасштабирования геологической модели и преобразования ее в фильтрационную предъявляются следующие требования: сохранение особенностей геометрии продуктивных пластов, их связности, неоднородности, выявленных на стадии детального геологического моделирования.

При увеличении размерности геологической модели по вертикали или латерали особые требования предъявляются к методам осреднения фильтрационно-емкостных свойств (пористости, проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности, связанной и критической водо- газо-насыщенностей), модифицированных ОФП.

Указанные требования необходимо выполнить на стадии импорта детальной геологической модели в фильтрационную модель любого вида путем упрощения данных о количестве геологических слоев по оси z, размере элементарной расчетной ячейки в плоскости xy и распределения фильтрационно-емкостных параметров в них (коэффициенты пористости, проницаемости и начальной нефте- газонасыщенности).

Оценка корректности ремасштабирования проводится путем визуального (геометрия пластов) и количественного сравнения основных характеристик фильтрационной модели с геологической: параметры макронеоднородности (расчлененность, песчанистость, объемы коллектора и неколлектора, объемы углеводородов). Расхождение последних не должно превышать ± 10% (табл. 4.3).

5 Цифровая фильтрационная модель месторождения

Обосновывается выбор модели фильтрации (и граничных условий формирования модели) в соответствии с рассматриваемыми в проектном документе вариантами процесса разработки месторождения: при двух- или трехфазной фильтрации,  многокомпонентной фильтрации в неизотермических условиях и модели фильтрации с применением теплового, физико-химического воздействия в различном исполнении, водогазового вытеснения нефти)

Дается обоснование:

—                размеров и размерности фильтрационной модели по осям х, у, z в соответствии с условиями гидродинамической связности залежей, пластов, объектов разработки;

—                начальных и граничных условий при различных режимах работы залежей, различных видах воздействия на пласты;

—                использованных методов, приемов и результатов адаптации  фильтрационной модели. Результаты адаптации по каждому объекту должны быть представлены в виде таблиц и графиков;

—       цифровой адресной геологической модели месторождения (залежей).

Результатом работ являются:

—                физически содержательные фильтрационные (гидродинамические) математические модели процессов разработки;

—                программные средства для моделирования и оптимизации процесса разработки, подсчета геологических запасов нефти, газа и конденсата;

—                программные средства и технологии, позволяющие уточнять модели по мере пополнения информации о пластах и режимах работы залежей в процессе их разработки.

6 Состояние разработки месторождения

6.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

Приводятся краткие сведения, характеризующие историю проектирования разработки месторождения: общее число проектных документов, организации-проектироващики, основные этапы и цели проектирования. Изложение материала должно быть направлено на выявление проблемных вопросов проектирования разработки месторождения.

Формулируются выводы о состоянии проектирования разработки месторождения: своевременность составления и надежность проектных документов, эффективность проектных решений.

Для последнего проектного документа представляется постановляющая часть протокола утверждения ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

6.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

 

6.2.1. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей проводится за срок действия последних проектных документов, но не более пяти лет. Результаты сравнения представляются в таблицах 6.1, 6.2.

На рисунках приводится сравнительная динамика основных фактических (с начала разработки) и проектных (за срок действия последнего проектного документа) показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды и другие).

Кратко формулируются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти.

6.2.2. Состояние реализации проектного фонда скважин

Состояние реализации проектного фонда скважин и характеристика фонда скважин на дату проектирования приводятся в таблицах 6.3, 6.4.

С позиций соответствия фактического использования фонда скважин проектному назначению анализируются следующие основные положения:

— обоснованность переводов скважин на другие объекты;

— правомерность эксплуатации объектов в отдельных совместных скважинах;

— сроки отработки нагнетательных скважин;

— коэффициенты использования и эксплуатации скважин;

— технологическая и экономическая обоснованность бездействия и консервации скважин, переводов скважин в пьезометрический фонд.

6.2.3 Фактические показатели разработки

Основные показатели разработки представляются в таблице 6.5 и на рисунках 6.1. 6.3. В таблице приводятся данные по всем утвержденным эксплуатационным объектам (разрабатываемым и неразрабатываемым) и пластам (подсчетным объектам), технологические решения по разработке которых не утверждены.

По данным таблицы и рисунков характеризуются следующие основные положения:

— анализируются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам (разновременный ввод в разработку, различные темпы разбуривания, геологические причины);

— оценивается технологическая эффективность разработки отдельных объектов и месторождения в целом.

6.2.4 Выполнение проектных решений

Анализ выполнения проектных решений проводится в соответствии с пунктами протокола утверждения последнего проектного документа ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

Особое внимание обращается на следующие принципиальные положения:

— соответствие между реализованными и утвержденными системами размещения скважин (геометрия и плотность сетки) с учетом неработающего фонда, обоснованность изменения проектного назначения скважин;

— фактическое применение утвержденных методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи;

— результаты выполнения поручений ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

По результатам проведенного анализа обозначаются вопросы, требующие более детальной проработки при выполнении проектного документа.

6.3 Анализ текущего состояния разработки месторождения

Приводятся результаты контроля и оценки выработки запасов углеводородов по данным, полученным на геолого-фильтрационной модели, в сравнении с результатами промыслово-геофизических и гидродинамических методов исследований. Анализируются следующие материалы:

— профили притока и приемистости по скважинам;

— источники обводнения скважин;

— скорости и направления фильтрационных потоков;

— изменение нефте(газо)насыщенности во времени;

— распределение добычи нефти, жидкости по выделенным характерным объектам (участки, зоны, залежи).

Проводится анализ  характера выработки запасов и качества процесса вытеснения. Интегральный показатель эффективности выработки запасов — коэффициент извлечения нефти рассчитывается  по отдельным участкам залежи (зоны насыщения, эксплуатационные блоки).

Исследуются причины неравномерной выработки запасов нефти по эксплуатационным объектам (геологические особенности залегания продуктивных пластов и их неоднородность по фильтрационным характеристикам, разновременный ввод в разработку, различные темпы разбуривания, эффективность поддержания пластового давления, характер заводнения, темпы отбора нефти и жидкости  в безводный и водный периоды эксплуатации скважин).

Результаты работ приводятся по отдельным участкам, залежам, эксплуатационным объектам и месторождению в целом в табличной форме. Даются рекомендации по:

— анализу и выбору методов определения текущего коэффициента нефте-(газо)-насыщенности;

— применению наиболее информативных методов исследований, их периодичности и объемам исследований для контроля выработки запасов;

—  необходимости бурения (изменения плотности сетки скважин) в зонах, не охваченных разработкой,

— изменению системы заводнения  и вводу дополнительных очагов нагнетания,

— интенсификации отбора  жидкости,

— рациональному использованию ПГ;

— применению новых технологий воздействия на продуктивные пласты с целью повышения КИН.

Материалы исследований должны быть представлены в виде таблиц произвольной формы и помещены в табличные приложения. В графических приложениях к отчету представляются карты текущей плотности подвижных запасов, текущих нефте(газо)насыщенных толщин, характерные профили выработки пластов, зависимости КИН от объема прокачанной жидкости, характеристики вытеснения  и другие результаты аналитических исследований.

6.4  Выводы об эффективности применяемых систем разработки

На основании данных, приведенных в подразделах 6.2-6.3, формулируются выводы об эффективности применяемых систем разработки и определяются основные направления их совершенствования.

7 Проектирование разработки месторождения

7.1  Обоснование выбора эксплуатационных объектов

Выделение эксплуатационных объектов на месторождении проводится с учетом нефтенасыщенных толщин, идентичности их ФЕС и свойств насыщающих флюидов,  близости расположения в разрезе продуктивных отложений, отметок ВНК, ГНК и их изменения по площади, латеральной и вертикальной неоднородности  параметров продуктивных и непродуктивных прослоев (пластов), величин  удельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину эксплуатационного фонда.

Различные пласты объединяются в один эксплуатационный объект при условии обеспечения равномерной выработки их запасов и близких сроков ожидаемого обводнения (незначительно различающиеся по величинам вязкости нефти, фильтрационных свойств, начальных и текущих пластовых давлений).

При существенных различиях свойств пластов и флюидов совместная эксплуатация нескольких пластов одной сеткой скважин производится с применением оборудования для совместно-раздельной эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах.

Геологические и фильтрационные модели строятся отдельно  для каждого эксплуатационного объекта.

7.2.Обоснование расчетных вариантов разработки нового месторождения

Для нового месторождения, с учетом особенностей его геологического строения, отечественного и мирового опыта разработки подобных объектов, выбираются эффективные технологии воздействия на пласты (вытеснение нефти водой, вытеснение газа водой, вытеснение нефти при водогазовом воздействии, применение тепловых, физико-химических методов вытеснения, разработка на естественных режимах истощения).

С учетом отечественного и зарубежного опыта разработки различных по геологическому строению и параметрам месторождений рекомендуется исследовать следующие плотности сеток скважин: 4, 9, 16, 25, 36, 49, 64 га/скв.

В случае, если в указанном диапазоне сеток рациональная плотность не устанавливается, диапазон может быть расширен как в большую, так и в меньшую стороны.

Для большеразмерных эксплуатационных объектов рекомендуется рассматривать известные регулярные  системы размещения  добывающих и нагнетательных скважин: пяти-, трех- и однорядные; площадные пятиточечные, обращенные семи- и девятиточечные. Для малоразмерных  ЭО могут рассматриваются наряду  с регулярными и нерегулярные системы размещения скважин.

Рассматриваются  различные виды скважин (вертикальные, вертикально-наклонные, пологие и более сложного дизайна: (МЗГС, МЗС, МРС, МСС, ГС, а также вертикально-наклонные с ГРП), вскрываемых как на репрессии, так и на депрессии.

Формируется совокупность расчетных вариантов разработки, различающихся системами размещения и плотностями сеток  скважин, технологиями воздействия, режимами работы и видами скважин, условиями их вскрытия.

Для всех расчетных вариантов назначаются одинаковыми (если иное не определено техническим заданием на выполнение проектной работы) направление и метраж  разбуривания ЭО.

Технологические показатели   расчетных вариантов разработки определяются, как правило, с применением ГФМ (табл. 7.1).

7.3 Обоснование  расчетных вариантов разработки эксплуатируемого месторождения

На разрабатываемом месторождении также  рассматривается несколько вариантов дальнейшего развития процесса разработки. Из них  вариант 1 — базовый, предусматривает эксплуатацию месторождения в соответствии с действующим утвержденным проектным документом на уточненной геологической основе. Дополнительно, как результат анализа состояния разработки отдельных блоков ЭО, рассматриваются:

— варианты, предусматривающие  комплекс мероприятий по повышению эффективности выработки запасов с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти;

— варианты с уплотнением сетки скважин (в том числе зарезкой БС) и усилением системы ППД в зонах  слабой  выработки запасов;

— варианты разработки месторождения с применением принципиально новых технологий нефтеизвлечения или известных, но ранее на нем не применявшихся.

Технологические показатели расчетных вариантов разработки за проектный период определяются,  как правило, с применением ГФМ, представляются  в основном  тексте отчета по форме табл. 7.1.

 

7.4 Выбор рекомендуемого варианта. Технологические показатели разработки

Рекомендуемый  вариант выбирается  по результатам расчетов за проектный период технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки (раздел 9) с учетом затрат на реализацию и эффективности применения МУН и интенсификации добычи нефти (раздел 8). Основным критерием, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассмотренных расчетных, является чистый дисконтированный доход недропользователя. Рекомендуемый вариант должен обеспечивать  добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них  сопутствующих компонентов и достижение максимально возможного экономически целесообразного дополнительного извлечения запасов углеводородов. Решение о рекомендации варианта к реализации  принимается с учетом значений всех показателей эффективности  и интересов всех участников проекта.

Для новых месторождений с большеразмерными эксплуатационными объектами, располагающими чистонефтяными зонами, допустимо обосновывать их рациональные системы  разработки (плотность сетки и взаимное размещение скважин, технологии  воздействия, виды скважин и режимы их работы, условия вскрытия пластов) на основе технико-экономических  расчетов показателей разработки характерных элементов систем разработки  со средними  параметрами чистонефтяных зон.

В эксплуатационных объектах  за пределами ЧНЗ (газонефтяная, водонефтяная и водонефтегазовая зоны) система  размещения и плотность сетки скважин принимаются как для ЧНЗ, но в дальнейшем корректируются для обеспечения проектного КИН.

Если в ЭО отсутствует чистонефтяная зона (водонефтяные, газонефтяные, водонефтегазовые залежи), то с учетом  вышеизложенных рекомендаций, обоснование системы разработки проводится  с применением ГФМ по объекту в целом.

Технологические показатели рекомендуемого варианта за проектный период разработки  помещаются  в основной текст отчета в форме таблицы 7.2 раздельно  по категориям запасов АВС₁ и АВС₁С₂ для каждого эксплуатационного объекта и по месторождению в целом.

В таблице 7.3 приводится с необходимыми комментариями сопоставление запасов из рекомендуемого варианта разработки и числящихся на государственном балансе, в таблице 7.4 — составляющие КИН.

8. Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

8.1 Анализ эффективности применяемых методов

Приводятся:

—                фактические объемы применения методов воздействия (видов воздействия, технологий) по годам разработки (но не более пяти последних лет);

—                краткую характеристику применяемых технологий по видам воздействия,

—                оценку влияния применения методов (технологий) на темпы отбора запасов и нефтеотдачу пластов;

—                обоснование (уточнение) геолого-физических граничных условий и наиболее эффективного применения технологий воздействия на пласты;

—                выводы и рекомендации по объемам применения методов, совершенствованию технологий, видам воздействия на пласты, частоте их применения и др.;

—                технико-экономическую оценку эффективности применения методов.

Результаты анализа эффективности применения методов воздействия на пласты сводятся в таблицу 8.1.

8.2  Программа применения методов увеличения нефтеотдачи на проектный период

Приводятся:

—                наименование рекомендуемых к применению технологий (включая бурение радиальных стволов) по видам воздействия на области фильтрации скважин (прискважинные, радиальные, удаленные);

—                список имеющихся и требующих составления регламентирующих документов на технологии;

—                геолого-физические граничные условия применения технологий и их ожидаемую эффективность;

—                объемы применения методов (по видам воздействия, технологиям) по пластам (объектам) месторождения;

—                оценку эффективности применения методов (видов воздействия) по годам разработки за проектный период, табл. 8.2;

—                программу испытания или внедрения новых для месторождения технологий воздействия на пласты на основании отечественного и мирового опыта.

8.3 Опытно-промышленные работы на месторождении

Для оценки эффективности технических средств  и технологий нефтеизвлечения, ранее не применявшихся на рассматриваемом месторождении, могут быть запроектированы  опытно-промышленные  работы по их испытанию на отдельных эксплуатационных объектах.

Технико-экономические показатели разработки участков ОПР определяются на весь расчетный период эксплуатации месторождения как отдельно, так и в составе  показателей разработки эксплуатационных объектов и месторождения в целом.

9 Технико-экономический анализ вариантов разработки

9.1 Общие положения

Технико-экономический анализ проектных решений необходимо проводить  в соответствии  с действующими методическими рекомендациями по экономической  оценке эффективности инвестиционных проектов, нормативными и законодательными актами Российской Федерации.

Указывается цель экономического исследования, дается краткая характеристика технологических вариантов разработки, обосновываются цены реализации углеводородов на внутреннем и внешнем рынках, условия сбыта добываемой продукции.

9.2 Показатели экономической оценки

Эффективность проектных решений оценивается системой расчетных показателей, выступающих  в качестве экономических критериев.

К основным показателям экономической эффективности относятся:

—            чистый доход;

—            чистый дисконтированный доход (ЧДД);

—            внутренняя норма рентабельности;

—            индекс доходности затрат;

—            индекс доходности инвестиций;

—            срок окупаемости.

В систему оценочных показателей включаются:

—            капитальные вложения на освоение месторождения;

—            эксплуатационные затраты на добычу нефти;

—            доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджеты различных уровней и внебюджетные фонды РФ).

9.3 Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликвидационных затрат

Обосновываются удельные значения капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат на основе среднерегиональных показателей (табл. 9.1).

Капитальные вложения определяются с учетом затрат на природоохранные мероприятия по следующим направлениям:

—                строительство новых горизонтальных, многоствольных, многозабойных горизонтальных, многоствольно-разветвленных, с боковыми стволами скважин;

—                нефтепромысловое строительство;

—                ввод объектов по переработке  ПГ, транспорту  продуктов переработки  ПГ и выработке электроэнергии;

—                оборудование, не входящее в сметы строек.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти,  увеличение нефтеотдачи пластов и дебитов скважин, транспорт ПГ, переработку ПГ, транспорт продуктов переработки ПГ и выработку электроэнергии определяются в соответствии с имеющимися методиками учета и калькулирования себестоимости добычи нефти и газа.

Ликвидационные затраты рассчитываются на ликвидацию скважин, объектов нефтепромыслового строительства и рекультивацию земли.

9.4 Налоговая система

Характеризуется система налогообложения, существующая на момент составления проектного документа. Приводится полный список налоговых отчислений.

9.5 Источники финансирования

Обосновываются источники финансирования работ по реализации проекта (собственные, заемные, бюджетные и др. средства).

9.6 Технико-экономические показатели  расчетных вариантов разработки

На основе технологических показателей расчетных вариантов разработки, исходных данных для расчета экономических показателей определяются оценочные показатели и показатели эффективности по каждому расчетному варианту  для всех эксплуатационных объектов и месторождения в целом, табл. 9.2 и П. 9.1- П. 9.8.

9.7 Анализ чувствительности проекта

По рекомендуемому варианту разработки рассчитывается анализ рисков, связанных с отклонением исходных данных от первоначально предполагаемых значений. Для этого проводится серия расчетов, показывающих отклонение показателей эффективности в зависимости от изменения одного из основных параметров (при неизменных значениях всех других).

Рекомендуется оценивать влияние следующих факторов риска, изменение которых отражается на эффективности проекта:

—       объем добычи нефти;

—       цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках;

—       объем капитальных вложений;

—       объем текущих затрат.

Рекомендуется определять  предельные значения  факторов риска  (отклонения от принятых в расчетах), при которых чистый дисконтированный доход  недропользователя остается положительным.

В случае  отрицательного значения ЧДД при принятых в расчетах затратах  и ценах реализации  углеводородного сырья подобрать условия безубыточности  разработки:  увеличение добычи нефти за счет применения новых  технологий, возможное снижение затрат, применение при необходимости налогового  стимулирования, увеличение цен реализации углеводородов.

В конце  раздела  формулируются основные выводы  об эффективности запроектированной системы разработки.

10 Требования к конструкциям скважин, производству буровых работ, геофизических исследований при бурении, методам вскрытия пластов и освоения скважин

10.1 Особенности и проблемы строительства скважин

Анализируется  опыт и проблемы строительства скважин, пробуренных на данном и рядом расположенных месторождениях (организация и процесс строительства скважин, их конструкции, технологии бурения, заканчивания).

Излагаются проблемные вопросы  бурения и пути их решения в конкретных условиях проектируемого месторождения (морские или озерные акватории, пойменные или заболоченные территории, охранные зоны рек и водоемов, заказники разного назначения и охраняемые территории, наличие многолетнемерзлых пород, пластов с аномально низким и аномально высоким пластовым давлением, поглощающих горизонтов и др.)

10.2 Конструкции и крепление скважин

Приводится обоснование всех типов конструкций скважин, различных по назначению с указанием диаметров обсадных колонн и глубин их спуска.

Содержатся рекомендации по следующим направлениям:

—  способы спуска и цементирования обсадных колонн;

—   основные элементы технологической оснастки, в том числе при бурении на депрессии;

—   поинтервальное использование типов буферных жидкостей, тампонажных материалов, жидкостей затворения для крепления;

—   методы контроля качества крепления скважины и свойств тампонажных растворов (цементного камня),

—   периодичность контроля состояния крепи при эксплуатации и консервации скважин.

Проектные данные о конструкции скважин представляются в табличной или графической формах.

10.3 Пространственное профилирование стволов скважин

Формулируются основные задачи профилирования всех типов скважин и боковых стволов на проектируемом месторождении, даются рекомендации по методам их решения.

Приводятся  рекомендации по предотвращению пересечения стволов бурящихся и ранее пробуренных скважин; использованию технических средств бурения и геолого-технологических исследований скважин, выбору средств контроля за профилем ствола скважины в процессе бурения; методам оценки качества проектных и фактических профилей.

10.4 Геофизические и геолого-технологические исследования в бурящихся скважинах

Объемы комплексов ГИС и ГТИ обосновываются с учетом особенностей геологического строения месторождения и сложившихся методов геофизических исследований  в регионе в соответствии с действующими стандартами.

Приводятся:

—       комплекс геофизических и геолого-технологических исследований, необходимых для контроля процесса бурения и траектории скважин в зависимости от их назначения, параметров профиля и сложности геологического разреза;

—       полный комплекс геофизических, геолого-технологических, гидродинамических исследований для изучения параметров геологического разреза  и продуктивных пластов, рассматриваемых в проектном документе.

10.5 Методы вскрытия продуктивных пластов

Дается краткая характеристика пластов (объектов разработки). Особое внимание уделяется свойствам, которые изменяются в процессе первичного и вторичного вскрытий. Устанавливаются явно ухудшающиеся при вскрытии пласта свойства и причины, приводящие к снижению проницаемости призабойной зоны.

Для первичного вскрытия обосновываются:

—       основные направления и меры по предупреждению повреждения призабойной зоны продуктивного пласта в процессе бурения (как на репрессии, так и на депрессии);

—       типы промывочных агентов при бурении скважин в различных интервалах и участках залежей;

—       типы и основные элементы системы очистки промывочных агентов.

Приводятся:

—       перечень требуемых параметров контроля свойств буровых растворов;

—       интервалы изменения параметров буровых растворов;

—       основные элементы компоновки низа бурильной колонны, скважинного, устьевого и наземного оборудования при бурении на депрессии;

—       средства контроля процесса бурения.

Приводятся результаты исследований по вторичному вскрытию:

—       основные направления и меры по предупреждению повреждения прискважинной зоны продуктивного пласта в процессе вторичного вскрытия;

—       методы перфорации, исключающие нарушение крепи скважины;

—       характер заполнения ствола скважины при  перфорации;

—       перечень требуемых параметров контроля свойств перфорационной среды и свойств жидкости,  заполняющей эксплуатационную колонну или хвостовик;

—       интервалы изменения параметров перфорационной среды и заполняющей эксплуатационную колонну или хвостовик жидкости:

—       основные элементы скважинного, устьевого и наземного оборудования;

—       средства контроля процесса вторичного вскрытия.

10.6 Освоение добывающих и нагнетательных скважин, вводимых из бурения

Обосновываются:

—       методы вызова притока и технико-технологические ограничения их применения;

—       необходимость проведения интенсификации притока (приемистости);

—       режимы отработки скважины;

—       основные требования к свойствам закачиваемых агентов, критерии и методы их контроля;

—       основные элементы скважинного, устьевого и наземного оборудования;

—       средства контроля процесса освоения.

10.7 Освоение нагнетательных скважин, вводимых под нагнетание из добывающего, простаивающего или других фондов

Приводятся:

—   обоснование комплекса гидродинамических и других исследований, в том числе для определения профиля приемистости и контроля технического состояния скважины;

—   оценка необходимости проведения ремонтно-изоляционных работ;

—   оценка необходимости проведения интенсификации;

—   основные требования к свойствам закачиваемых агентов, критерии и методы их контроля;

—   основные элементы скважинного, устьевого и наземного оборудования;

—   средства контроля процесса нагнетания.

10.8 Организация, производство и технологии буровых работ

Приводятся:

— обоснования: типов буровых установок для строительства наклонно-направленных, МЗС, МЗГС, МСС, МРС скважин, боковых стволов (БС); основных средств связи; типов площадок под строительство скважин; типа циркуляционной системы и ее основных элементов, типа противовыбросного оборудования при бурении; типа промывочных агрегатов при бурении в различных интервалах; системы очистки промывочных агентов и ее элементов; средств контроля за процессом бурения;

— рекомендации по: одновременному бурению и освоению скважин на кустовой площадке; применению верхнего силового привода при бурении скважин и боковых стволов; целесообразности отклонения параметров буровых растворов от регламентированных «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ-08-624-03», в тех или иных нетипичных случаях, в частности, при бурении на депрессии; параметрам контроля свойств буровых растворов и интервалам их изменения; способам бурения в различных интервалах; методам утилизации промывочных агентов, выбуренного шлама, поступивших из пласта нефти, воды и газа (при бурении на депрессии).

В конце раздела делаются обобщающие  выводы и рекомендации.

11 Техника и технология добычи нефти и газа

11.1 Анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин

Приводятся сведения о количестве добывающих скважин  по способам эксплуатации  и их основных характеристиках (дебиты по нефти и жидкости, приемистость, глубины спуска оборудования, динамические уровни, пластовое и забойное давление, депрессии, газосодержание на приеме насоса, конструкции скважинного  оборудования, коэффициенты эксплуатации  и использования, межремонтный период работы скважин и др.)

Сопоставляются проектные и фактически достигнутые  режимы работы скважин. Выявляются причины их несоответствия, предлагаются мероприятия по согласованию режимов работы системы «пласт-скважина-насос».

Исследуются причины простоя скважин и даются рекомендации по повышению уровня  их технического использования (оптимизация работы скважинного оборудования, возможность понижения  забойного давления  ниже давления насыщения, увеличение коэффициентов  эксплуатации  и использования, межремонтного периода работы скважин).

             11.2 Обоснование способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

Представляется  технико-экономическое обоснование (или уточнение)   средств подъема жидкости из скважин.

Приводятся расчеты режимов работы добывающих скважин для обеспечения проектных показателей разработки месторождения: устьевое и забойное давления; диаметры лифтов; глубина спуска насосного оборудования; типоразмер насосной установки, удельный расход газа и т.д.;

При механизированном способе  добычи приводится для выбранных типов насосов  диапазон эффективной  работы с определением их мощности.

Для многопластовых месторождений дается технико-экономическое обоснование применения одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину.

Обосновывается потребность в основных видах добывающего оборудования, обладающего наиболее высокими техническими характеристиками.

             11.3  Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениям при эксплуатации скважин

Анализируются факторы и причины, осложняющие  процесс эксплуатации добывающих скважин, а также применяемые  мероприятия по борьбе с осложнениями.

Приводится  перечень прогнозируемых  на перспективу факторов, осложняющих эксплуатацию добывающих скважин, и интенсивность их проявления:

—                 вынос песка;

—                образование песчаных пробок;

—                коррозия оборудования;

—                застывание нефти;

—                отложение солей, парафина на подземном и наземном оборудовании;

—                гидратообразование в насосно-компрессорных трубах и напорных линиях скважин;

—                эксплуатация скважин с высоким газовым фактором;

—                неконтролируемый прорыв подошвенных вод и свободного газа;

—                растепление многолетнемерзлых пород вокруг устьев скважин;

—                замерзание устьев и стволов нагнетательных и добывающих скважин, напорных и выкидных линий и другие осложнения.

Предлагаются геолого-технические мероприятия по предупреждению осложнений. Оценивается потребность на ближайшие пять лет в специальной технике и химических реагентах для борьбы с осложнениями при эксплуатации добывающих скважин.

11.4 Глушение скважин

Приводятся  предложения по технике и технологиям, сохраняющим коллекторские свойства призабойной зоны скважин при их глушении.

             11.5 Анализ, требования и рекомендации к системе внутрипромыслового   сбора     и подготовки продукции скважин

Дается принципиальная схема системы сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Анализируется работа системы, сравниваются проектные и фактические показатели ее эксплуатации.

Приводятся факторы, осложняющие работу системы, а также технические и технологические предложения по повышению эффективности ее использования.

Приводятся планы развития мощностей с учетом максимальных уровней отборов нефти, газа и воды, а также уровней использования ПНГ.

Формулируются требования к оборудованию, аппаратам и сооружениям системы, в том числе к системе измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

             11.6  Анализ, требования и рекомендации к системе ППД, подготовке закачиваемых рабочих агентов. Обоснование источников водоснабжения

Дается краткое описание фактического состояния системы ППД проектируемого месторождения.

Приводятся осредненные значения достигнутых основных показателей и режимов работы, анализируются причины несоответствия проектных и фактических показателей работы, даются рекомендации по повышению эффективности ее работы.

Приводятся  предложения по перспективному развитию системы ППД месторождения: рассчитывается баланс проектных объемов закачки различных типов вод, уточняются или обосновываются источники водоснабжения, мощности КНС и ПКНС в зависимости от проектных показателей закачки воды в скважины и т. д. Мощности объектов системы ППД рассчитываются на объем максимальной годовой  закачки воды.

Формулируются требования к конструкции нагнетательных скважин и внутрискважинному оборудованию (в том числе, к оборудованию ОРЗ), водозаборам и другим источникам водоснабжения системы ППД, системе подготовки воды, водоводам высокого и низкого давления, проектным показателям надежности объектов системы ППД.

Даются рекомендации по снижению влияния осложняющих факторов на надежность  функционирование системы ППД.

Согласно проектным решениям  по разработке исследуются и другие предлагаемые технологии ППД (водогазовое, газовое, физико-химическое воздействия).

             11.7 Обоснование геологических объектов и поглощающих скважин для утилизации (сброса) попутно добываемых вод

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

Обосновываются:

—                мероприятия по устранению дисбаланса в случае превышения закачки над отбором;

—                выбор подземного водоносного горизонта (в том числе, законтурной водоносной области продуктивных отложений);

—                количество и местоположение поглощающих скважин (из пробуренных или вновь буримых) для закачки в них излишков воды в случае превышения отбора воды над потребностями системы ППД.

12  Контроль и регулирование разработки месторождения

Целью контроля и регулирования разработки месторождения является получение максимально возможной и объективной информации для оперативного контроля и управления процессом рациональной добычи нефти из эксплуатационных объектов.

12.1 Доразведка месторождения

Приводится:

—       обоснование проведения в пределах лицензионного участка сейсмических исследований методами 2Д, 3Д, ВСП, СЛБО, определение объёмов и сроков их проведения;

—       объемы бурения разведочных скважин;

—       отчет о выполнении программы доразведки, предусмотренной действующим проектным документом;

—       виды и объёмы работ по переводу запасов из категории С₂ в категорию С₁

—       обоснование бурения поисковых скважин при наличии на лицензионном участке перспективных структур, выявленных сейсмическими исследованиями, определение их количества, местоположения, проходки и т.д.

12.2 Отбор и исследование керна

Дается обоснование продуктивных горизонтов и скважин для отбора керна с целью получения индивидуальных для каждого пласта петрофизических зависимостей «керн-керн» и «керн-ГИС»;

Приводятся объёмы исследования ФЕС образцов керна по задачам, виды и сроки стандартных и специальных исследований образцов керна.

 

12.3 Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Приводятся  мероприятия по:

—       изучению гидродинамической связи пластов  по разрезу и площади;

—       исследованию интенсивности падения пластового давления в зависимости от отбора жидкости, оценке упругого запаса энергии пласта в зависимости от интенсивности поддержания пластового давления;

—       определению гидродинамических параметров пластов;

—       определению давления в газовых шапках газонефтяных месторождений;

—       контролю за изменением температуры пласта;

—       определению дебитов скважин;

—       определению обводненности продукции скважин;

—       периодичности, объёмам исследований по всем задачам.

12.4 Геофизические исследования скважин

Определяются комплексы геофизических исследований бурящихся разведочных и эксплуатационных скважин, в том числе, с отбором керна.

Обосновываются объёмы, методы, периодичность и охват скважин промыслово-геофизическими исследованиями по определению профиля притока и источника обводнения, определению профиля приемистости.

Даются рекомендации по исследованию процесса вытеснения нефти и газа в пласте, определению текущих коэффициентов нефтегазонасыщенности пластов, положению водонефтяного и газожидкостного контактов, определению толщин заводнения, параметров выработки коллекторов, определению мест нарушения и негерметичности обсадных колонн.

Дается обоснование комплекса исследований по выявлению межпластовых и заколонных перетоков в скважинах, форм и размеров нарушений толщины колонн, состоянию цементного камня за колоннами.

12.5 Физико-химический анализ нефти, газа, конденсата и воды

Приводятся рекомендации по контролю:

—       химического состава попутно добываемых вод;

—       состава газонасыщенной пластовой нефти в условиях пласта;

—       свойств разгазированной нефти;

—       свойств конденсата;

—       газового фактора;

—       объёмов исследований поверхностных и глубинных проб нефти, газа, конденсата  и воды.

12.6 Гидропрослушивание и индикаторные исследования

Обосновываются:

—       мероприятия по изучению межскважинного пространства методами гидропрослушивания и индикаторных исследований;

—       объёмы исследований методом гидропрослушивания и закачки индикаторных жидкостей с целью определения направления и скорости перемещения пластовых флюидов, уточнения геологического строения и степени неоднородности продуктивных пластов;

—       объемы исследований по определению гидродинамических параметров пластов.

12.7 Обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин

Обосновывается количество наблюдательных скважин, в том числе неперфорированных контрольных скважин для определения текущей нефтенасыщенности и газонасыщенности пластов.

Определяются:

—                сеть опорных скважин из числа наблюдательных, добывающих и нагнетательных по контролю за текущей нефтегазонасыщенностью пластов, в которых контролируемый пласт не перфорирован;

—                опорная сеть скважин (пьезометрических, добывающих и нагнетательных) для контроля за энергетическим состоянием залежей.

Определяются виды, объёмы, методы и периодичность исследований скважин.

13 Охрана недр на месторождении

13.1 Нормативно-правовая база

Приводится перечень действующих федеральных и региональных законов, нормативно-правовых документов в области охраны недр.

13. 2 Основные источники воздействия на недра

Дается характеристика основных источников воздействия на недра, приводятся сведения о технологии бурения и рецептурах применяемых растворов.

13.3  Охрана недр при буровых работах, эксплуатации скважин и проведении геолого-технологических мероприятий

Приводятся мероприятия по охране недр при ведении буровых работ, эксплуатации скважин,  проведении геолого-технологических мероприятий, консервации и ликвидации скважин.

14 Охрана окружающей среды

14.1 Нормативно-правовая база

Приводится перечень действующих федеральных и региональных законов, нормативно-правовых документов в области охраны окружающей среды.

14.2 Физико-географическая характеристика территории месторождения

Приводятся:

— административное и географическое положение объекта исследования  (административная подчиненность, расстояние до ближайших населенных пунктов);

— геолого-геоморфологические условия (краткая характеристика геологических и геоморфологических особенностей территории месторождения, абсолютные  и относительные отметки  высот, геокриологические условия;

— климатическая характеристика (температурный режим, переход среднесуточных температур через 0⁰ С весной и осенью, скорость и направление  ветра по сезонам  года, количество и характер осадков, высота снежного покрова, продолжительность безморозного периода, неблагоприятные  метеорологические явления);

-гидрология и гидрография (гидрологическая и морфологическая характеристики поверхности водных объектов, заболоченность, заозеренность, степень загрязнения поверхностных вод основными загрязняющими веществами, наличие прибрежной полосы,  ширина водоохраной зоны водоемов);

— почвенный покров  и земельные ресурсы (типология почвенного покрова и его краткая характеристика, категории земель и их принадлежность землепользователям, уровень и характер загрязнений почвенного покрова);

-растительный покров и растительные ресурсы (краткая характеристика растительного покрова, виды растений, внесенные в Красные Книги МСОП, РФ, субъектов Федерации, встреча с которыми возможна на территории месторождения;

— животный мир (характеристика видового состава, пути миграций ценных видов животных и птиц, в том числе занесенных в Красные Книги МСОП, РФ, субъектов Федерации).

14.3 Анализ воздействия проектируемых объектов нефтегазодобычи на окружающую среду

Приводятся:

— существующее положение  (перечень и количество  построенных техногенных объектов (площадочных и линейных), в том числе  в водоохранных зонах и других особо охраняемых  территориях, краткая характеристика неблагоприятных последствий для окружающей среды от их функционирования, границы воздействия, долгосрочная и краткосрочная аренда);

— проектируемые объекты (перечень и количество вновь проектируемых объектов (площадочные и линейные объекты), в том числе  размещаемых  в водоохранных зонах и других особо  охраняемых  территориях, площадь отвода  (долгосрочная и краткосрочная аренда);

14.4 Мероприятия по охране окружающей среды

Приводятся:

— экологические ограничения, влияющие на размещение объектов нефтегазодобычи (леса 1-й категории, водоохранные зоны, кедровые насаждения, особо охраняемые  территории, пути миграции ценных видов животных, наличие родовых угодий, национальных общин, территории расселения  и природопользования коренного населения, памятники археологии, сакральные объекты);

— охрана атмосферного воздуха  (краткая характеристика  потенциальных источников загрязнения, перечень загрязняющих веществ и их расчетные  объемы, среднегодовая  плата за выбросы вредных веществ в атмосферу, мероприятия по уменьшению  загрязнения атмосферы, санитарно-защитные зоны);

— охрана поверхностных и подземных вод (пересекаемые водные преграды, перечень технологических объектов, проектируемых ВОЗ, мероприятия по уменьшению воздействия на поверхностные и подземные воды, в том числе для объектов, расположенных в водоохранных зонах);

— охрана почвенно-растительного покрова (площадь изъятия по типам почв и растительным сообществам, мероприятия по уменьшению воздействия на почвенно-растительный покров);

— охрана вечно мерзлых грунтов  (характер их залегания, толщина, температурный градиент, мероприятия по уменьшению растепляющего воздействия  от проектируемых техногенных объектов);

— охрана окружающей среды от аварийных разливов продуктов нефтегазодобычи (порядок и сроки  проведения ликвидационных работ, применяемая техника  и технологии);

— рекультивация нарушенных земель (этапы рекультивации, сроки проведения, объемы рекультивационных работ);

— охрана животного мира (мероприятия по уменьшению воздействия на животный мир);

— учет интересов местного (коренного) населения (характеристика расселения  и природопользования местного населения, наличие родовых угодий, национальных общин, мероприятия по учету  интересов коренного населения);

— отходы производства  и потребления (виды и количество образующихся отходов, класс опасности, способы складирования, места утилизации,  плата за утилизацию отходов);

— экологический мониторинг (типы и виды мониторинга, места, сроки, периодичность отбора проб, перечень определяемых компонентов).

14.5 Оценка затрат на природоохранные мероприятия

Приводится оценка капитальных вложений на охрану окружающей среды.

15 Принципиальные технические решения по обустройству месторождения

15.1 Существующее состояние обустройства месторождения и лицензионного участка

Приводятся сведения:

—  о действующих и находящихся в стадии строительства объектах обустройства;

— о расположении месторождения  и ближайших объектов внешней инфраструктуры  (транспортные коммуникации, производственные, жилые и другие объекты).

15.2 Кустование скважин. Основные решения по строительству кустовых оснований и площадочных объектов

Приводятся сведения:

— о кустовании скважин с учетом максимально допустимого их отхода от вертикали и схемы разработки, существующих сооружений, инженерно-геологических условий местности, наличия ограничивающих факторов (зон приоритетного природопользования, археологических и культовых памятников, заповедников и т.д.) (рис. 15.1. из списка основных рисунков);

— о составе и размещении объектов обустройства;

— об утилизации шламов при бурении скважин;

— о схеме размещения существующих и намечаемых объектов, трасс коридоров коммуникаций.

15.3 Основные решения по системе сбора, подготовке и транспорта нефти и газа

Приводятся решения по:

— замеру продукции скважин, сбору, сепарации и предварительному обезвоживанию нефти;

— по обоснованию уровней и вариантов использования (утилизации) газа, в том числе на внутренние нужды месторождения;

— снижение рисков аварийности и общих валовых потерь нефти.

15.4 Основные решения по системе ППД

Приводятся:

— обоснование источников рабочего агента, баланс водопотребления системы ППД;

— обоснование основного оборудования  для системы ППД и подготовки воды до требуемых кондиций.

15.5 Проектируемые объекты инфраструктуры

приводятся решения по:

— организации ремонта  и технического обслуживания  нефтепромыслового, энергетического и другого оборудования;

— комплексу объектов обслуживающего назначения;

— формированию электроснабжения  (от централизованной  энергосистемы, от автономных электростанций, работающих на попутном газе);

— характеристике  и параметрам трасс автодорог.

Капитальные затраты на обустройство рассчитываются  пообъектно по направлениям обустройства в целом в динамике по годам. Стоимость строительства определяется по аналогам  и укрупненным показателям с привлечением прогнозных и экспертных оценок.

Заключение

Приводится проект протокола рассмотрения работы на ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

Таблица 2.1 Краткая характеристика полевых геофизических работ

 

Месторождение

Метод исследования, масштаб	Объем, пог.км (или кв.км)	Плотность наблюдений, пог. км/ кв.км	Результаты
	Гравиразведка
Всего
	Магниторазведка
Всего
	Электроразведка
Всего
	Сейсморазведка
Всего

 

 

Таблица 2.2 Сведения об объемах буровых работ

 

Месторождение

 

Назначение скважин	Количество пробуренных скважин
	всего	в том числе до  пласта
		А	В	С	D
Поисковые
Разведочные
Эксплуатационные
Всего

 

 

 

Таблица 2.3 Объем лабораторных исследований керна

 

Месторождение

 

 

 

Таблица 2.4. Сведения об объемах исследований по контролю за разработкой

 

Месторождение

 

Таблица 2.5 Состояние изученности месторождения методами ГДИ

 

Месторождение

 

Таблица 2.6 Объем лабораторных исследований пластовых флюидов

 

Месторождение

Таблица 3.1. Характеристика продуктивных залежей

 

Месторождение

 

Таблица 3.2. Статистические показатели неоднородности по ГИС

Месторождение

Пласт

Таблица 3.3 Результаты гидродинамических исследований разведочных скважин

 

Месторождение

 

Номер сква-жины

Дата исследо- вания

Интервал перфорации, м

Толщина, нефтенасыщенная, м

Дебит нефти, м3/сут

Дебит воды, м3/сут

Обводнен-ность, %

Динамический уровень, м Депрессия, МПа

Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)

Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)

Гидропроводность, *10-2 мкм2*м мПа*с

Проницае-мость, *10-3 мкм2

Вид исследо- вания

Пласт 1

Среднее значение

Пласт 2

Среднее значение

 

 

Таблица 3.4 Результаты гидродинамических исследований эксплуатационных скважин

Месторождение

 

Номер скважины

Дата исследования

Коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа)

Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа*м)

Гидропро-водность, *10-2 мкм2*м мПа*с

Подвижность, мкм2 мПа*с

Прони-цаемость, *10-3 мкм2

Обводнен-ность, %

Толщина, м

Интервал перфорации, м

Вид исследо-вания

нефтенасыщен- ная

в том числе перфориро- ванная

Пласт 1

Среднее значение

Пласт 2

Среднее значение

Таблица 3.5 Средние значения гидродинамических параметров

 

Месторождение

 

Наименование	Количество		Интервал изменения	Среднее значение по пласту	Примечание
	сква-жин	измерений
Пласт 1
Начальное пластовое давление, МПа
Начальная пластовая температура, 0С
Геотермический градиент, 0С/м
Удельная продуктивность, м3/(сут*МПа*м)
Гидропроводность, (10-2*мкм2*м)/(мПа*с)
Пъезопроводность, 10-4*м2/с
Проницаемость, *10-3 мкм2
Скин-фактор
Приведенный радиус скважин, м
Пласт 2

Таблица 3.6 Характеристика коллекторских свойств

 

Месторождение

 

 

 

Таблица 3.7 Геолого-физическая характеристика пластов (средняя) по участкам с запасами категорий АВС₁

 

Месторождение

 Таблица 3.8 Свойства пластовой нефти

 

Месторождение

 

Таблица 3.9 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

 

Месторождение

Таблица 3.10 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Месторождение

 

Таблица 3.11 Свойства газа и конденсата

Месторождение

Таблица 3.12 Компонентный состав газа и конденсата

 

Месторождение

 

Таблица 3.13 Свойства и состав пластовых вод

 

Месторождение

Таблица 3.14 Состояние запасов нефти на 1.01….г.

 

Месторождение

 

 

 

 

Таблица 3.15 Состояние запасов растворенного газа на 1.01….г.

 

Месторождение

 

Таблица 3.16 Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.

 

Месторождение

 

 

 

Таблица 3.17 Состояние запасов  конденсата на 1.01….г.

 

Месторождение

 

 

Таблица 4.1 Сравнение начальных геологических запасов углеводородов, числящихся на государственном балансе и рассчитанных на основе трехмерных ГФМ

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

 

Таблица 4.2 Сопоставление подсчетных параметров и запасов нефти, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ

 

Месторождение

 

 

Таблица 4.3 Сравнение параметров  макронеоднородности, рассчитанных на основе трехмерных ГМ и ФМ по ЭО

 

Месторождение

 

 

Таблица 6.1 Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти

Месторождение

Таблица 6.1А Сравнение проектных и фактических уровней добычи газа

Месторождение

Таблица 6.2. Сравнение  проектных и фактических показателей разработки

 

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

 

 

Таблица 6.3. Состояние реализации проектного фонда скважин

на 1.01. …г.

 

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

 

Таблица 6.4 Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01. … г.

 

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

Таблица 6.5 Основные технологические показатели разработки по состоянию на 1.01. …г.

 

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

Таблица 7.1 Основные технологические показатели расчетного варианта разработки

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

Таблица 7.2 Обоснование прогноза добычи нефти

 

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

 

Таблица 7.3 Сопоставление  запасов нефти из проектного документа и числящихся на государственном балансе

Эксплуатационный объект

(Месторождение)

Таблица 7.4 Составляющие КИН в вариантах  разработки

 

Месторождение

 

Таблица 7.4 А Извлекаемые запасы нефти и КИН рекомендуемого варианта разработки   в сравнении с числящимися на государственном балансе

Месторождение

Таблица 8.1 Эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти

за историю разработки

 

Месторождение

 

 

Таблица 8.2 Эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти в прогнозный период

 

Месторождение

 

 

Таблица 9.1 Исходные данные для расчета экономических показателей

 

Месторождение

 

№ п/п	Показатели	Значения
1	2	3
	ЦЕНА РЕАЛИЗАЦИИнефти, руб./т
	попутного газа, руб./тыс.м3
	природного газа, руб./тыс.м3
	конденсата, руб./т
	НАЛОГИ И ПЛАТЕЖИ
	НДС, %
	Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), руб./т, руб./тыс.м3 , %
	Налог на имущество, %
	Налог на прибыль, %
	Единый социальный налог, %
	Тариф на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, %
	Вывозная таможенная пошлина, руб./т, %
	Прочие налоги (транспортный, земельный, арендная плата за землю и др.), тыс.руб./скв. (доб.+нагн.)
	КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
	Эксплуатационное бурение скважин, руб./м
	Оборудование, не входящее в сметы строек, млн. руб./скв.доб.
	Промысловое обустройство:
	— сбор и транспорт нефти и газа, млн. руб./скв. доб.
	—  заводнение и промводоснабжение, млн. руб./скв.нагн.
	—  электроснабжение, млн. руб./скв.доб.
	— телемеханика и связь, млн. руб./скв.доб.
	— базы производственного обслуживания, млн. руб./скв.доб.
	— автодорожное строительство, млн. руб./скв.доб.
	— технологическая подготовка нефти, тыс. руб./т
	— специальное оборудование и установки для методов        повышения нефтеизвлечения, млн. руб./шт.
	—  специальные трубопроводы для закачки рабочего агента метода повышения нефтеизвлечения, млн. руб./км
	— установки подготовки газа и конденсата, млн. руб./уст.
	—  газосборные коллекторы, млн. руб./км
	—  конденсатосборные коллекторы, млн. руб./км
	—  установки стабилизации конденсата, млн. руб./уст.
	—  прочие, %
	Утилизация газа, млн. руб/1000 м3
	Природоохранные мероприятия, %
		продолжение табл. 9.1
№ п/п	Показатели	Значения
1	2	3
	ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ (по статьям калькуляции)
	Обслуживание нефтяных и нагнетательных скважин:- заработная плата ППП, тыс.руб./чел. в мес.
	— удельные затраты на содержание и эксплуатацию оборудования, руб./т, тыс.руб./скв.
	— удельные затраты на капитальный ремонт добывающей скважины, тыс.руб./скв.- удельные цеховые расходы, тыс.руб./скв.- удельные общепроизводственные расходы, руб./т, тыс.руб./скв. Энергия по извлечению жидкости: — на добычу жидкости ШГН, руб./т — на добычу жидкости ЭЦН, руб./т — на добычу жидкости прочими насосами, руб./т — на добычу жидкости газлифтным способом, руб./т Искусственное воздействие на пласт, руб./м3 Технологическая подготовка нефти, руб./т жидкости
	Сбор и транспорт нефти, руб./т жидкостиСбор и транспорт газа, руб./ м3Зарезка боковых  стволов, тыс.руб./ствол
	Прочие производственные расходы, руб./т нефти
	Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи, тыс.руб./опер.
	Или
	ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ (по элементам затрат)
	Вспомогательные материалы, руб./т жидкости
	Топливо, руб./т жидкости
	Электроэнергия:
	— на добычу жидкости, руб./т
	— на закачку воды, руб./м3
	— на подготовку и перекачку жидкости, руб./т
	— на транспортировку и прочие нужды, руб./т нефти
	Заработная плата, тыс.руб./чел. в месяц
	Зарезка боковых  стволов, тыс.руб./ствол
	Капитальный ремонт основных фондов, тыс.руб./скв.  (доб.+нагн.)
	Прочие эксплуатационные расходы (с учетом природоохранных мероприятий):
	— условно-постоянные, тыс.руб./скв. (доб.+нагн.)
	—  условно-переменные, руб./т нефти
	Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи, тыс.руб./опер.
	Утилизация газа, млн. руб/1000 м3
	ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
	Транспортные расходы при экспортной реализации нефти, руб./т
	Ликвидационные затраты, млн.руб.
	Норма амортизации, %
	— скважины
	— основных объектов обустройства
	— прочих объектов обустройства
	— оборудования, не входящего в сметы строек
	Норматив приведения разновременных затрат (норма дисконта), %
	Курс доллара США, руб./$
	Доля реализации нефти на внутреннем рынке, %
	Удельная численность, чел./скв.

 

Таблица 9.2 Основные технико-экономические показатели расчетных вариантов разработки

 

Месторождение

Эксплуатационный объект

 

 

 

Таблица П 2.1 — Изученность месторождения буровыми работами

 

Месторождение

 

№ скважины	Назначение скважины	Альтитуда, м	Сроки бурения		Забой, м	Стратиграфия на глубине забоя	Состояние скважины
			Начало	Окончание
1	2	3	4	5	6	7	8

 

 

Таблица П 2.2 —  Стандартные исследования полноразмерного керна

 

Месторождение

 

Объем исследования керна	Количество скважин с выносом керна	Привязка керна (пласт, слой, интервал и т.д.)	Вынос керна, м%	Керн полного размера, в % к выносу						Коллекторские свойства*
				Приемка и систематизация керна	Продольная распиловка керна	Профильное изменение проница-емости	Профильная гамма- активность	Фотографи-рование керна	Детальное послойное описание керна	Пористость	Проницаемость	Водоудерживающая способность
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
По плану или по требованиям приведенных ГОСТов и РД										В соответствии с приведенными ГОСТами  и РД
Фактический

* нормативы  к длине отобранного керна, образец / метр

Таблица П 2.3 — Стандартные исследования обработанного керна

 

Месторождение

 

 

Индекс пласта (часть пласта), насыщение, зона	Пористость, (Кп), %					Проницаемость (Кпр), мкм2					Водоудерживающая способность (Квс), %					Количество скважин по видам анализов
	Эффективная толщина (hэф)	Количество анализов, шт.	Значение			Эффективная толщина (hэф)	Количество анализов, шт.	Значение			Эффективная толщина (hэф)	Количество анализов, шт.	Значение			Кп	Кпр	Квс
			минимальное	максимальное	среднее			минимальное	максимальное	среднее			минимальное	максимальное	среднее
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19

 

 

Таблица П 2.4 — Охват пластов (пропластков) месторождения геофизическими исследованиями

 

Месторождение

 

№ скважины	Пласт	Стандартный каротаж	АО -0,45	АО — 1,05	АО — 2,25	И другие размеры	ПС	Микрозондирование	Кавернометрия	Резистивиметрия	ГК	НК (НГК), ННК	ГГК	ИК	БК	БМК	АК	Прочие виды	ВИКИЗ	Инклинометрия	ОЦК	АКЦ	И другие виды
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24

 

5- качество каротажа хорошее;

3- качество каротажа удовлетворительное;

1 — качество каротажа низкое (нельзя использовать);

0 — исследование не проведено.

 

Таблица П 2.5 — Результаты определения параметров пластов (пропластков) по ГИС

 

Месторождение

 

Пласт___

 

№ скважины	Проницаемый пропласток		Характер насыщения	?п, Ом?м	?пc, доли ед.	?гк, доли ед.	Коэффициент
	Глубина залегания, м	Толщина, м					пористости, %	проницаемости, мкм2	нефтенасы-щенности, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

 

 

 

Таблица П 2.6 — Критические значения параметров

 

Месторождение

 

Индекс пласта	Критические значения
	Водонасыщенность, %	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	?пc, доли единиц	?гк, доли единиц
1	2	3	4	5	6

 

 

Таблица П 2.7 — Результаты гидродинамических исследований разведочных скважин

 

Месторождение

 

Номер скважины	Дата исследо- вания	Интервал перфорации, м	Толщина пласта, м	Дебит нефти, м3/сут	Обводненность, %	Динамический уровень, м Депрессия, МПа	Коэффициент продуктивности, м3/(сут?МПа?м)	Удельный коэффициент продуктивности, м3/(сут?МПа?м)	Гидропроводность, мкм2 ? см мПа?с	Проницаемость, ? 10-3 мкм2	Вид исследования
Пласт 1
Средние значения
Пласт 2
Средние значения

 

 

Таблица П. 2.8 — Результаты опробования и исследования скважин и пластов

 

Месторождение

 

 

№ скважины	Индекс пласта	Глубина пласта абс. отметка, м	Интервал перфорации, абс. отметка, м	Способ вскрытия, количество отверстий	Диаметр штуцера, мм	Время работы на режиме	Дебит, м3/сут			Газовый фактор, м3/м3	Давление, МПа		Депрессия, МПа	Коэффициент
							нефти	газа	воды		забойное	пластовое		продуктивности, м3/сут?МПа	проницаемости, мкм2
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16

 

 

 

 

 

Таблица П. 3.1. Средние значения литологических параметров выделенных литотипов пород пласта

 

Месторождение

 

Таблица П. 3.2 Средние значения петрофизических  параметров  выделенных литотипов пород пласта

 

Месторождение

 

 

Таблица П. 3.3. Состав фациальных комплексов по литотипам

 

Месторождение

 

 

 

 

Таблица П. 9.1 Капитальные вложения, млн. руб.

 

Месторождение

 

 

Таблица П. 9.2 Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции, млн. руб.

Месторождение

Таблица П.9.3 Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн.руб.

Месторождение

Таблица П. 9.4 Прибыль от реализации продукции

Месторождение

Таблица П. 9.5 Чистый доход недропользователя, млн. руб.

 

Месторождение

 

Годы и периоды	Выручка от реализации продукции	Эксплуата-ционные затраты, налоги и отчисления	Внереализа-ционные расходы	Чистый результат	Амортиза-ционные отчисления	Поступле-ние финансов	Капиталь-ные вложения	Чистый доход (ЧД)		Чистый дисконтированный доход (ЧДД)
								годовой	накопленный	годовой	накопленный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

 

Таблица П. 9.6 Чистый доход недропользователя с учетом возврата кредита, млн.руб.

 

Месторождение

 

 

Годы	Выручка от реализации продукции	Эксплуата-ционные затраты, налоги и отчисления	Внереа-лизацион-ные расходы	Чистый результат	Амортиза-ционные отчисления	Поступле-ние кредита	Поступле-ние финансов	Капиталь-ные вложения	Выплата кредита	Чистый доход (ЧД)		Чистый дисконтированный доход (ЧДД)
										годовой	накоплен-ный	годовой	накоплен-ный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

 

 

Таблица П. 9.7 Доход государства, млн. руб.

 

Месторождение

 

 

Годы и периоды	Налог на добавленную стоимость	Вывозная таможенная пошлина	Налог на имущество организации	Налоги и платежи, включаемые в себестоимость	Налог на прибыль	Доход государства		Дисконтированный доход государства
						Годовой	Накопленный	Годовой	Накопленный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Таблица П. 9.8 Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам,  млн. руб.

 

Месторождение

 

 

Приложение Б

(обязательное)

Требования к содержанию авторского надзора  за реализацией проектных документов

Авторский надзор за реализацией проектных документов состоит из следующих разделов:

Титульный лист

Список исполнителей

Содержание

Список основных таблиц

Список вспомогательных таблиц

Введение

1  Геолого-физическая характеристика месторождения

2 Состояние разработки месторождения

3 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

4 Корректировка технологических решений и показателей разработки. Выбор рационального варианта

5. Технико-экономический анализ расчетных вариантов разработки

6 Программа доразведки и исследовательских работ

Заключение

Титульный лист

Предприятие-заказчик

Организация-исполнитель

УДК                                                                  Для служебного пользования

Инв. №                  Экз. №

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель

организации-исполнителя,

ученая степень, ученое звание

___________И.И.Иванов

«        »                     20   г.

(подпись, дата, печать)

АВТОРСКИЙ НАДЗОР ЗА РЕАЛИЗАЦИЕЙ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТКИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  СХЕМА, ПРОЕКТ, ДОПОЛНЕНИЕ  К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ, ПРОЕКТУ РАЗРАБОТКИ) _________________________НЕФТЯНОГО (ГАЗОНЕФТЯНОГО) МЕСТОРОЖДЕНИЯ

____________Республики (края, области, автономного округа)

 

 

Руководитель работы,

ученая степень, ученое звание

_____________П.П.Петров

Ответственный исполнитель,

ученая степень, ученое звание

______________ С.С.Сидоров

 

Город, год

 

Список основных таблиц авторского надзора

1.1 Геолого-физическая характеристика пластов на 01.01 …г.

1.2 Состояние запасов нефти на 01.01…… г.

1.3 Состояние запасов растворенного газа на 01.01…..г.

1.4 Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 01.01… г.

1.5 Состояние запасов конденсата на 01.01… г.

2.1 Основные технологические показатели  разработки по состоянию на 01.01… г.

2.2 Характеристика фонда скважин по состоянию  на 01.01…. г.

2.3 Состояние  реализации проектного  фонда скважин на 01.01… г.

2.4 Сравнение проектных и фактических уровней добычи нефти

2.5 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

3.1 Эффективность применения методов  повышения КИН и интенсификации добычи  нефти за историю разработки

3.2 Эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти  в прогнозный период

4.1 Основные  технологические показатели расчетного варианта разработки

4.2 Обоснование прогноза добычи нефти

4.3 Сопоставление запасов нефти из проектного документа и числящихся на государственном балансе

4.4 Составляющие КИН  в рекомендуемом варианте  разработки

5.1 Исходные данные  для расчета экономических показателей

5.2 Основные технико-экономические показатели вариантов разработки

 

Список вспомогательных таблиц  авторского надзора

П. 5.1 Капитальные вложения, млн. руб.

П. 5.2 Эксплуатационные затраты по  статьям калькуляции, млн. руб.

П. 5.3 Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн.руб.

П. 5.4 Прибыль от реализации продукции

П. 5.5 Чистый доход недропользователя, млн. руб.

П. 5.6 Чистый доход недропользователя с учетом возврата кредита, млн.руб.

П. 5.7 Доход государства, млн. руб.

П. 5.8 Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам,  млн. руб.

Введение

Во введении указывается цель выполнения работы, приводится ссылка на документы, в соответствии с которыми выполняется авторский надзор (рекомендации ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра, техническое задание, другие документы).

Указываются следующие обязательные общие сведения:

—       административное расположение месторождения;

—       недропользователь лицензионного участка (серия, номер, вид, срок действия лицензии);

—       дата открытия месторождения и ввода его в разработку;

—       данные о последнем проектном технологическом документе (организация-проектировщик, номер протокола и дата утверждения);

—       условия лицензионного соглашения в области проектирования разработки (на период действия последнего проектного документа).

Приводятся сведения о результатах реализации действующего проектного документа в объеме, необходимом для обоснования цели выполнения авторского надзора.

 

1  Геолого-физическая характеристика месторождения

 

В разделе приводятся основные результаты уточнения геологического строения по результатам доразведки и разработки месторождения за период реализации действующего проектного документа.

Рассматриваются эксплуатационные объекты, для которых требуется корректировка проектных решений и показателей разработки в связи с уточнением геологической основы, принятой при проектировании,  а также условий  реализации проектного документа.

Анализируются следующие характерные геологические факторы:

—       перевод запасов категории С₂ в категорию С₁ и из категории  С₁ в категории АВ;

—       расширение (сокращение) контуров нефтеносности;

—       неподтверждение нефтенасыщенных толщин, требующее отмены фонда скважин;

—       выявление новых продуктивных залежей;

—       неподтверждение геологических параметров (нефтенасыщенных толщин,  пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и т.д.), принятых при проектировании;

—       другие факторы.

Детальность изложения материала должна быть достаточной для обоснования предлагаемых решений.

Необходимые карты (фрагменты карт) геологических параметров представляются в графических приложениях к отчету.

Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов приводится в виде  таблицы 1.1.

Сведения о запасах углеводородов представляются в таблицах 1.2 1.5.

Если запасы, числящиеся на государственном балансе на начало года, на дату представления авторского надзора на ЦКР (ТО  ЦКР) Роснедра были переутверждены и отличаются от принятых при проектировании, соответствующие сведения представляются в дополнительных таблицах 1.2а 1.5а.

2 Состояние разработки месторождения

Представляется постановляющая часть протокола ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра по рассмотрению и утверждению последнего проектного документа, приводится описание утвержденных технологических решений и показателей разработки.

Приводятся результаты реализации проектных решений с даты утверждения последнего проектного документа.

В таблице  2.1 представляются  основные  технологические показатели  разработки месторождения на дату составления  авторского надзора,  в таблице 2.2 — характеристика фонда скважин, в таблице 2.3 — состояние его реализации. Дается комментарий  состояния разработки месторождения.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки проводится за срок действия последнего проектного документа. Результаты сравнения представляются в форме таблиц  2.4, 2.5.

На рисунках приводится сравнительная динамика основных фактических и проектных показателей разработки (добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды и другие).

Кратко формулируются основные причины расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти.

Характеризуются основные результаты реализации и дается оценка эффективности  проектных решений за отчетный период.

Состояние пластового давления анализируется по залежам, блокам, участкам эксплуатационных  объектов, в зависимости от размеров залежей и реализуемых систем разработки (рядные, площадные).

В графических приложениях к проекту представляются карты изобар.

Анализируются причины расхождения проектных и фактических показателей разработки.

Особое внимание необходимо обратить на оценку параметров и показателей, которые явились причиной отклонения фактических уровней добычи нефти от проектных (резкий рост обводненности, неподтверждение проектных дебитов скважин, внедрение новых методов и технологий и т.д.).

В графических приложениях к отчету представляются  по ЭО карты текущего состояния разработки.

3 Методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

Сравнение проектных и фактических показателей применения методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи (виды, объемы, эффективность) проводится за срок действия последнего проектного документа (табл. 3.1)

Имеющиеся расхождения по видам, объемам и эффективности применяемых методов анализируются.

Корректируется утвержденная программа работ по применению методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи на расчетный период, рассчитывается эффективность их применения (табл.3.2).

4 Корректировка технологических решений и показателей разработки. Выбор рационального варианта

 

По эксплуатационным объектам и месторождению в целом формулируются  с учетом МУН  и интенсификации добычи нефти предложения по уточнению проектных решений, связанных с  изменением информации о геологическом строении и (или) изменений ФЕС эксплуатационных объектов.

Уточненные  схемы размещения скважин по  соответствующим объектам (участкам) приводятся в графических приложениях на картах эффективных нефтенасыщенных толщин.

Технологические показатели разработки за проектный период определяются, как минимум, для двух расчетных  вариантов: вариант 1 — базовый- предусматривает реализацию системы разработки из действующего проектного документа на уточненной геологической основе эксплуатационных объектов; вариант 2 (или более) предусматривает реализацию (без  существенного  изменения принципиальных положений действующего проектного документа) уточненных проектных решений, обусловленных изменением представлений о геологическом строении и (или) ФЕС  эксплуатационных объектов, табл. 4.1.

Рекомендуемый вариант выбирается по результатам расчетов за проектный период технико-экономических  показателей  расчетных вариантов разработки (см. раздел 5) с учетом затрат на реализацию и эффективности применения МУН и интенсификации добычи нефти. Основным критерием, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассмотренных расчетных, является чистый дисконтированный доход недропользователя. Рекомендуемый вариант должен обеспечивать добычу находящихся на государственном балансе  извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них  соответствующих компонентов и достижение максимально возможного экономически целесообразного дополнительного извлечения запасов углеводородов. Решение о рекомендации варианта к реализации принимается  с учетом значений всех показателей эффективности и интересов всех участников проекта. Показатели рекомендуемого варианта представляются в форме табл. 4.2.

Сопоставление запасов нефти из проектного документа (рекомендованный вариант) и числящихся на государственном балансе, проводится по форме табл. 4.3, составляющие КИН в рекомендованном варианте — в табл. 4.4.

Даются комментарии полученных результатов.

5. Технико-экономический анализ расчетных вариантов разработки

Технико-экономический  анализ проектных решений необходимо проводить в соответствии с действующими методическими рекомендациями по экономической оценке эффективности инвестиционных проектов, нормативными и законодательными актами Российской Федерации.

Эффективность  проектных решений оценивается системой расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев.

К основным показателям экономической эффективности относятся:

— чистый доход;

— чистый дисконтированный доход (ЧДД);

— внутренняя норма рентабельности;

— индекс доходности затрат;

— индекс доходности инвестиций;

— срок окупаемости.

В систему оценочных показателей включаются:

— капитальные вложения на освоение месторождения;

— эксплуатационные затраты на добычу нефти;

— доход государства (налоги и платежи, отчисляемые  в бюджеты  различных уровней и внебюджетные фонды РФ).

Обосновываются удельные значения капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат  на основе среднерегиональных показателей (табл. 5.1).

Капитальные вложения  определяются с учетом затрат на природоохранные мероприятия по следующим направлениям:

— эксплуатационное бурение;

— оборудование, не входящее в сметы строек;

— ввод объектов по переработке ПГ, транспорту продуктов переработки  ПГ и выработке электроэнергии;

— нефтепромысловое строительство.

Эксплуатационные затраты на  добычу нефти, увеличение нефтеотдачи пластов и дебитов скважин, транспорт ПГ, переработку ПГ, транспорт продуктов переработки ПГ и выработку электроэнергии определяются   в соответствии с имеющимися методиками учета и калькулирования себестоимости добычи нефти и газа.

Ликвидационные затраты рассчитываются на ликвидацию скважин, объектов нефтепромыслового строительства  и рекультивацию земли.

На основе технологических  показателей расчетных вариантов разработки, исходных данных для расчета экономических показателей определяются оценочные показатели эффективности по каждому  расчетному варианту для всех эксплуатационных объектов  и месторождения  в целом, табл. 5.2 и П 5.1 — П. 5.8.

По рекомендуемому варианту разработки необходимо выполнить анализ рисков, связанных с  отклонением  исходных данных от первоначально предполагаемых значений. Для этого проводится серия расчетов, показывающих отклонение показателей  эффективности  в зависимости от изменения одного из основных параметров (при неизменных значениях всех других).

Рекомендуется оценивать влияние следующих факторов риска, изменение  которых отражается  на эффективности проекта:

— объем добычи нефти;

— цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках;

— объем капитальных вложений;

— объем текущих затрат.

Рекомендуется определять  предельные значения  факторов риска  (отклонения от принятых в расчетах), при которых чистый дисконтированный доход  недропользователя остается положительным.

В случае  отрицательного значения ЧДД при принятых в расчетах затратах  и ценах реализации  углеводородного сырья подобрать условия безубыточности  разработки:  увеличение добычи нефти за счет применения новых  технологий, возможное снижение затрат, применение при необходимости налогового  стимулирования, увеличение цен реализации углеводородов.

6 Программа доразведки и исследовательских работ

 

В разделе приводятся результаты выполнения программы доразведки и исследовательских работ, предусмотренной действующим проектным документом.

Раздел должен содержать:

—       виды и объемы исследований по доразведке месторождения (бурение разведочных скважин, углубление эксплуатационных скважин и т.д.);

—       объемы бурения скважин с отбором керна;

—       виды стандартных и специальных исследований образцов керна;

—       виды промысловых и гидродинамических исследований скважин, определение пластовых давлений и фильтрационных характеристик пластов;

—       виды и объемы промыслово-геофизических исследований скважин (определение профиля притока, профиля приемистости, определение положения водонефтяного и газонефтяного контактов);

—       определение физико-химических свойств нефти, газа и воды;

—       мероприятия по гидропрослушиванию и индикаторным исследованиям;

—       обоснование сети наблюдательных и пьезометрических скважин;

—       виды и объемы промысловых исследований.

Виды, объемы и периодичность исследований по контролю за разработкой месторождения приводятся в  табличных формах.

Заключение

В заключении результаты выполненного авторского надзора излагаются по форме протокола рассмотрения работы ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра.

По каждому пункту отмечаются отличия от протокола действующего проектного документа.

Таблица 1.1 Геолого-физическая характеристика пластов на 01.01… г.

Месторождение

Таблица 1.2 Состояние запасов нефти на 1.01….г.

 

Месторождение

 

 

Таблица 1.3 Состояние запасов растворенного газа на 1.01….г.

 

Месторождение

 

Таблица 1.4 Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 1.01….г.

 

Месторождение

 

 

 

 

Таблица 1.5 Состояние запасов  конденсата на 1.01….г.

 

Месторождение

 

 

Таблица 2.1 Основные технологические показатели разработки по состоянию на 1.01. …г.

 

Месторождение

Таблица 2.2 Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01. … г.

 

Месторождение

Таблица 2.3 Состояние реализации проектного фонда скважин

на 1.01. …г.

 

Месторождение

 

Таблица 2.4 Сравнение проектных и фактических и уровней добычи нефти

 

Месторождение

 

Таблица 2.5 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

 

Месторождение

 

Таблица 3.1 Эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти

за историю разработки

 

Месторождение

 

Таблица 3.2 Эффективность применения методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти в прогнозный период

 

Месторождение

 

Таблица 4.1 Основные технологические показатели расчетного варианта разработки

Месторождение

Таблица 4.2 Обоснование прогноза добычи нефти

Вариант                               Месторождение

Недропользователь

Таблица 4.3 Сопоставление запасов нефти из проектного документа и числящихся на государственном балансе

 

Месторождение

Таблица 4.4 Составляющие КИН в рекомендуемом варианте разработки

 

Месторождение

Эксплуатационный объект	КИН,             доли ед.	Коэффициент вытеснения, доли ед.	Коэффициент охвата,                     доли ед.
№ 1
…
№ n
Месторождение в целом

Таблица 5.1 Исходные данные для расчета экономических показателей

 

Месторождение

№ п/п	Показатели	Значения
1	2	3
	ЦЕНА РЕАЛИЗАЦИИнефти, руб./т
	попутного газа, руб./тыс.м3
	природного газа, руб./тыс.м3
	конденсата, руб./т
	НАЛОГИ И ПЛАТЕЖИ
	НДС, %
	Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), руб./т, руб./тыс.м3 , %
	Налог на имущество, %
	Налог на прибыль, %
	Единый социальный налог, %
	Тариф на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний, %
	Вывозная таможенная пошлина, руб./т, %
	Прочие налоги (транспортный, земельный, арендная плата за землю и др.), тыс.руб./скв. (доб.+нагн.)
	КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
	Эксплуатационное бурение скважин, руб./м
	Оборудование, не входящее в сметы строек, млн. руб./скв.доб.
	Промысловое обустройство:
	— сбор и транспорт нефти и газа, млн. руб./скв. доб.
	—  заводнение и промводоснабжение, млн. руб./скв.нагн.
	—  электроснабжение, млн. руб./скв.доб.
	— телемеханика и связь, млн. руб./скв.доб.
	— базы производственного обслуживания, млн. руб./скв.доб.
	— автодорожное строительство, млн. руб./скв.доб.
	— технологическая подготовка нефти, тыс. руб./т
	— специальное оборудование и установки для методов        повышения нефтеизвлечения, млн. руб./шт.
	—  специальные трубопроводы для закачки рабочего агента метода повышения нефтеизвлечения, млн. руб./км
	— установки подготовки газа и конденсата, млн. руб./уст.
	—  газосборные коллекторы, млн. руб./км
	—  конденсатосборные коллекторы, млн. руб./км
	—  установки стабилизации конденсата, млн. руб./уст.
	—  прочие, %
	Природоохранные мероприятия, %
		продолжение табл. 5.1
№ п/п	Показатели	Значения
1	2	3
	ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ (по статьям калькуляции)
	Обслуживание нефтяных и нагнетательных скважин:- заработная плата ППП, тыс.руб./чел. в мес.
	— удельные затраты на содержание и эксплуатацию оборудования, руб./т, тыс.руб./скв.
	— удельные затраты на капитальный ремонт добывающей скважины, тыс.руб./скв.- удельные цеховые расходы, тыс.руб./скв.- удельные общепроизводственные расходы, руб./т, тыс.руб./скв. Энергия по извлечению жидкости: — на добычу жидкости ШГН, руб./т — на добычу жидкости ЭЦН, руб./т — на добычу жидкости прочими насосами, руб./т — на добычу жидкости газлифтным способом, руб./т Искусственное воздействие на пласт, руб./м3 Технологическая подготовка нефти, руб./т жидкости
	Сбор и транспорт нефти, руб./т жидкостиСбор и транспорт газа, руб./ м3Зарезка боковых  стволов, тыс.руб./ствол
	Прочие производственные расходы, руб./т нефти
	Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи, тыс.руб./опер.
	Или
	ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ (по элементам затрат)
	Вспомогательные материалы, руб./т жидкости
	Топливо, руб./т жидкости
	Электроэнергия:
	— на добычу жидкости, руб./т
	— на закачку воды, руб./м3
	— на подготовку и перекачку жидкости, руб./т
	— на транспортировку и прочие нужды, руб./т нефти
	Заработная плата, тыс.руб./чел. в месяц
	Зарезка боковых  стволов, тыс.руб./ствол
	Капитальный ремонт основных фондов, тыс.руб./скв.  (доб.+нагн.)
	Прочие эксплуатационные расходы (с учетом природоохранных мероприятий):
	— условно-постоянные, тыс.руб./скв. (доб.+нагн.)
	—  условно-переменные, руб./т нефти
	Методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи, тыс.руб./опер.
	ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
	Транспортные расходы при экспортной реализации нефти, руб./т
	Ликвидационные затраты, млн.руб.
	Норма амортизации, %
	— скважины
	— основных объектов обустройства
	— прочих объектов обустройства
	— оборудования, не входящего в сметы строек
	Норматив приведения разновременных затрат (норма дисконта), %
	Курс доллара США, руб./$
	Доля реализации нефти на внутреннем рынке, %
	Удельная численность, чел./скв.

Таблица 5.2 Основные технико-экономические показатели вариантов разработки

Месторождение

Эксплуатационный объект

Таблица П. 5.1 Капитальные вложения, млн. руб.

 

Месторождение

 

Годы и пери-оды	Бурение скважин			Оборудо-вание, не входящее в сметы строек	Промысловое строительство										Капитальные вложения
	всего	в том числе			Сбор, транс-порт и подго-товка нефти и газа	Телеме-ханика и связь	Заводне-ние и промво-доснаб-жение	Методы повыше-ния нефте-извле-чения	Электро-снабже-ние	Базы произ-водст-венного обслужи-вания	Авто-дорожное строи-тельство	Очист-ные соору-жения	Прочие направле-ния	Всего	годовые		накоп-ленные
		добыва-ющих	нагне-татель-ных												всего	в т.ч. природо-охранные мероприя-тия
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18

 

Таблица П. 5.2 Эксплуатационные затраты по статьям калькуляции, млн. руб.

Месторождение

 

Годы и периоды	Текущие затраты
	Обслуживание скважин					Энергия по извле-чению нефти	Искусствен-ное воздей-ствие на пласт	Сбор и транс-порт нефти и газа	Технологичес-кая подготовка нефти	Прочие производственные расходы	Методы воздействия на пласт	Всего
	Заработная плата, основная и дополнитель-ная ППП	Содержание и эксплуа- тация оборудо-вания	Капиталь-ный ремонт нефтяных скважин	Цеховые расходы	Обще-произ-водствен-ные расходы
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

продолжение таблицы

Транспортные расходы при экспортной реализации	Амортизация основных фондов	Налоги, включаемые в себестоимость				Эксплуатационные затраты, всего
		Всего	в том числе			годовые	накопленные
			ЕСН и взносы на соцстрахование	Налог на добычу полезных ископаемых	Прочие налоги
14	15	16	17	18	19	20	21

Таблица П.5.3 Эксплуатационные затраты по элементам затрат, млн. руб.

Месторождение

Годы и периоды	Текущие затраты
	Вспомога-тельные материалы	Топливо	Энерге-тические затраты	Заработная плата, основная и дополни-тельная	Капиталь-ный ремонт	Методы воздей-ствия на пласт	Прочие затраты	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9

продолжение таблицы

Транспортные расходы при экспортной реализации	Амортизация основных фондов	Налоги, включаемые в себестоимость				Эксплуатационные затраты, всего
		Всего	в том числе			годовые	накопленные
			ЕСН и взносы на соцстра-хование	Налог на добычу полезных ископаемых	Прочие налоги
10	11	12	13	14	15	16	17

Таблица П. 5.4 Прибыль от реализации продукции, млн. руб.

Месторождение

 

Годы и периоды	Добыча		Выручка от реализации			Налог на добавлен-ную стоимость	Вывозная таможен-ная пошлина	Эксплуата-ционные затраты с учетом амортиза-ции	Налог на имущест-во органи-зации	Внереали-зационные расходы	Прибыль всего	Налог на прибыль	Чистая прибыль		Дисконтированная чистая прибыль
	нефти, тыс.т.	газа, млн. мЗ	всего	в том числе									годо-вая	накоп-ленная	годо-вая	накоп-ленная
				нефти	газа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

Таблица П. 5.5 Чистый доход недропользователя, млн. руб.

 

Месторождение

Годы и периоды	Выручка от реализации продукции	Эксплуата-ционные затраты, налоги и отчисления	Внереализа-ционные расходы	Чистый результат	Амортиза-ционные отчисления	Поступле-ние финансов	Капиталь-ные вложения	Чистый доход		Чистый дисконтированный доход (ЧДД)
								годовой	накопленный	годовой	накопленный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

 

Таблица П. 5.6 Чистый доход недропользователя с учетом возврата кредита, млн. руб.

 

Месторождение

Годы	Выручка от реализации продукции	Эксплуата-ционные затраты, налоги и отчисления	Внереа-лизацион-ные расходы	Чистый результат	Амортиза-ционные отчисления	Поступле-ние кредита	Поступле-ние финансов	Капиталь-ные вложения	Выплата кредита	Чистый доход		Чистый дисконтированный доход
										годовой	накоплен-ный	годовой	накоплен-ный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

 

Таблица П. 5.7 Доход государства, млн. руб.

 

Месторождение

 

 

Годы и периоды	Налог на добавленную стоимость	Вывозная таможенная пошлина	Налог на имущество организации	Налоги и платежи, включаемые в себестоимость	Налог на прибыль	Доход государства		Дисконтированный доход государства
						Годовой	Накопленный	Годовой	Накопленный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Таблица П. 5.8 Распределение поступлений от налогов и платежей по бюджетам, млн. руб.

 

Месторождение

 

Годы	Федеральный бюджет					Бюджеты субъектов РФ и местные бюджеты						ЕСН и взносы на страхование во внебюджет-ные фонды	Всего по всем бюджетам
	Налог на добав-ленную стоимость	Налог на добычу полезных ископаемых	Налог на прибыль	Вывозная таможен-ная пошлина	Всего	Налог на добавленную стоимость	Налог на добычу полезных ископа-емых	Налог на прибыль	Налог на имущество	Прочие налоги и платежи	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Библиография

 

[1]          Руководящий документРД 39-2-399-80	Методическое руководство по бурению с отбором керна нефтяных  и газовых скважин
[2]          Руководящий документРД 00158758-198-98	Регламент по отбору, транспортировке, хранению и исследованию каменного материала на месторождениях Западной Сибири
[3]          Методические указанияРД 153-39.0-109-2001	Комплексирование  и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений
[4]          РД 153-39.0-047-00	Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических  моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.
[5]	Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов
[6]	Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа
[7]
[8]
[9]
[10]

 

«Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов». М, 1988.

ОСТ  39-235-89 («Нефть. Метод определения  фазовых проницаемостей  в лабораторных условиях  при совместной  стационарной фильтрации» и ОСТ 39-195-86 («Нефть. Метод определения коэффициентов вытеснения нефти водой»

 

УДК 553.982:006                                                       ОКС 73.020

Ключевые слова:  месторождения нефтяные и нефтегазовые, проектирование, разработка, скважины, мониторинг

Руководитель организации-разработчика

_____________________________________

наименование организации

___________________     ________________   _________________

должность                 личная подпись    инициалы, фамилия

Руководитель

разработки ______________   ________________   _________________

должность          личная подпись      инициалы, фамилия

Исполнитель _____________   ________________   _________________

должность           личная подпись    инициалы, фамилия

СОИСПОЛНИТЕЛИ

Руководитель организации-соисполнителя

______________________________________

наименование организации

___________________     ________________   _________________

должность                 личная подпись    инициалы, фамилия

Руководитель

разработки ______________   ________________   _________________

должность           личная подпись    инициалы, фамилия

Исполнитель _____________   ________________   _________________

должность       личная подпись      инициалы, фамилия

.