Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

РАСПОРЯЖЕНИЕ

Об утверждении Временных методических рекомендаций по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного

сырья

В целях реализации Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 №477 (Зарегистрировано в Минюсте России 31.12.2013 регистрационный № 30943):

1.    Утвердить прилагаемые Временные методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (далее - Методические рекомендации).

2.    Департаменту управления делами и кадров разместить Временные методические рекомендации на официальном сайте Минприроды России в течение 3 дней с момента утверждения.

УТВЕРЖДЕНЫ распоряжением Минприроды России

от 18.05.2016    №    I2-р

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДГОТОВКЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

I. Общие положения

1.1.    Настоящие Методические рекомендации разработаны с целью оказания методической помощи при подготовке технических проектов разработки месторождений и залежей углеводородного сырья, включая определение видов, состава, структуры, содержания и порядка оформления подготавливаемой проектной документации и предназначены для использования Федеральным агентством по недропользованию и его территориальными органами, организациями, находящимися в их ведении.

1.2.    Настоящие Методические рекомендации распространяются на проекты пробной эксплуатации месторождений (залежей), технологические схемы разработки, технологические проекты разработки и дополнения к ним.

II. Общие рекомендации при подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья

2.1.    Техническими проектами на разработку месторождений углеводородного сырья (далее - УВС) являются проектные технологические документы (далее -ПТД), включающие: проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) (далее -ППЭ) и дополнение к нему (далее - ДГГПЭ), технологическую схему разработки месторождения (далее - TCP) и дополнение к ней (далее - ДТСР), технологический проект разработки месторождения (далее - ТПР) и дополнение к нему (далее -ДТГТР), составленные на геологические запасы, прошедшие государственную экспертизу запасов полезных ископаемых, либо на геологические запасы представленные на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых совместно с ПТД.

2.2. Проектные решения основываются на имеющейся геологической информации о недрах, на результатах расчетов технологических и экономических показателей разработки месторождений.

2.3.    Исходная информация для составления ПТД на разработку месторождений:

а)    лицензия и условия пользования участком недр;

б)    техническое задание на проектирование;

в)    протоколы ранее согласованных ПТД комиссией, создаваемой Федеральным агентством по недропользованию в соответствии с пунктом 5 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов

предусмотренных в ТПР. В ДТПР анализируется выполнение утвержденного проектного документа за рассматриваемый период, уточняются проектные решения и технологические показатели, проводится планирование применения новых эффективных методов воздействия на пласт, не предусмотренных в утвержденном проектном документе.

3.3.5. ТПР, а также документы и материалы по подсчету запасов УВС, на основании которых подготовлена ТПР, представляются одновременно в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение и для согласования ТПР в порядке, установленном Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами. Также совместно с ТПР в Федеральное агентство по недропользованию представляются оригиналы документов, указанных в подпунктах «ж» и «л» пункта 2.3. настоящих Методических рекомендаций.

IV'. Техническое задание

4.1.    Для составления проектных документов предусматривается составление Технического задания, с учетом Приложения 1 к настоящим Методическим рекомендациям. В Техническом задании для каждого вида проектного документа в соответствии с разделом 111 настоящих Методических рекомендаций наиболее детально прописываются основные положения, отвечающие целям и задачам данного проектного документа.

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

V. Основные рекомендации к проектированию разработки месторождении

5.1.    Принимаемые для проектирования запасы УВС

5.1.1.    Для месторождений, находящихся в разведке (категории С1 и С2), геологические запасы утверждаются на основании государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов, извлекаемые запасы УВС и коэффициенты извлечения нефти (КИН), газа (КИГ), конденсата (КИК) утверждаются на основании государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в части обоснования технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в ППЭ месторождений (залежей) или экспертных оценок, упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения:

Ю

а)    эмпирических методов;

б)    покоэффициентного метода;

в)    метода аналогий.

КИН, КИГ и КИК, рассчитанные при помощи гидродинамических моделей (далее - ГДМ), не являются приоритетными, а рассматриваются как дополнительный инструмент обоснования в рамках ППЭ.

5.1.2.    При составлении TCP для проектирования принимаются запасы УВС и геологическая модель, обоснованные в документах и материалах по подсчету запасов УВС.

5.2.    Выделение эксплуатационных объектов

5.2.1.    Целью выделения эксплуатационных объектов на месторождении является обеспечение рациональной разработки месторождения и достижение максимально возможных экономически целесообразных коэффициентов извлечения УВС (КИН, КИГ, КИК).

5.2.2.    ЭО выделяется при условии наличия достаточных запасов УВС на единицу площади (удельные запасы) для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин и наличия разделов из непроницаемых пород во избежание перетоков флюидов между соседними ЭО.

5.2.3.    При ожидаемой низкой технологической эффективности или нерентабельности разработки отдельных пластов самостоятельными сетками скважин, могут быть рассмотрены совместная эксплуатация пластов или комбинированные варианты, например: совместная эксплуатация пластов в добывающих скважинах при организации раздельной закачки рабочего агента в каждый пласт через самостоятельные нагнетательные скважины; создание дифференцированного давления нагнетания в пласты (группы пластов) с разными проницаемостями; применение оборудования для одновременно-раздельной добычи (далее - ОРД) и одновременно-раздельной закачки (далее - ОРЗ).

5.2.4.    При выделении ЭО учитываются следующие геологические критерии:

а)    объединяемые для совместной разработки залежи принадлежат единому этажу нефтегазоносное™ и имеют близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных приведенных пластовых давлений;

б)    залежи идентичны по литологии, типу коллекторов во избежание различий в характере протекающих процессов в пластах с разной структурой пустотного пространства, по устойчивости к разрушению прискважинной зоны пластов при эксплуатации скважин;

в)    залежи незначительно отличаются по проницаемости и неоднородности для обеспечения приемистости всех пластов в нагнетательных скважинах и притока нефти и газа из всех пластов при одинаковом забойном давлении;

г)    нефть имеет одинаковые товарные качества во избежание смешения нефтей, требующих разной технологии промысловой подготовки и переработки;

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

5.2.5.    При экономической нецелесообразности разработки залежи самостоятельной сеткой скважин и невозможности ее объединения с другими залежами по геолого-физическим причинам, этот объект может быть рассмотрен в качестве возвратного.

5.2.6.    Уточнение (укрупнение, разукрупнение) ЭО допускается в проектных документах по геологическим или технологическим причинам (включая, изменение подсчетных объектов по результатам доразведки, установление возможности или невозможности совместной эксплуатации пластов на отдельных участках залежей в связи с изменением представлений о геологическом строении).

5.3. Выбор вариантов разработки

5.3.1.    Проектный технологический документ может содержать несколько расчетных вариантов разработки по каждому ЭО. Число расчетных вариантов разработки ЭО составляет (без учета Базового варианта):

а)    не менее трех - в TCP и дополнениях к ней;

б)    не менее двух - в ТПР и в дополнениях к нему;

в)    в ППЭ и дополнениях к нему допускается рассмотрение одного варианта разработки.

5.3.2.    Варианты разработки рассчитываются в количестве, обеспечивающем возможность обоснованного выбора рекомендуемого варианта разработки, обоснования коэффициентов извлечения и извлекаемых запасов УВС (в том числе рентабельных коэффициентов извлечения и рентабельно извлекаемых запасов). Вариант разработки, принятый в последнем утвержденном проектном документе рассматривается в качестве первого (далее - Вариант 1).

Для проведения сравнения вариантов разработки представляется единый для всех вариантов разработки вариант добычи УВС фондом скважин, пробуренным и действующим на начало первого проектного года, с использованием объектов обустройства и объектов внешнего транспорта, построенных на начало первого проектного года (далее - Базовый вариант). Базовый вариант формируется и рассматривается в ПТД только при наличии фонда скважин, пробуренного и действующего на начало первого проектного года.

5.3.3.    Вариант 1 включает Базовый вариант (при его наличии) и прогнозные технологические показатели разработки (далее - ПТПР) согласно ранее утвержденному ПТД, с учетом уточненных технологических показателей для варианта разработки, принятого в последнем утвержденном проектном документе и адаптированных к геологической основе, обновленной оценки капитальных и текущих затрат (фактически сложившихся и плановых затрат), а также с учетом настоящих Методических рекомендаций.

5.3.4.    Рекомендуемый вариант формируется как Базовый вариант разработки ЭО (при наличии фонда скважин, пробуренного и действующего на начало первого проектного года) и набор Опций согласно пункту 5.3.5. настоящих Методических рекомендаций.

5.3.5.    Количество расчетных опций для каждого варианта разработки ЭО зависит от планируемого в ПТД применения способов и агентов воздействия на пласт, систем размещения и количества скважин, темпов и уровней отбора УВС,

вариантов ГТМ на прирост добычи, применения методов интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов, включая методы увеличения нефтеотдачи (далее - МУН), методы увеличения газоотдачи (далее -МУГ), методы увеличения конденсатоотдачи (далее - МУК). В зависимости от предусмотренных в ПТД мероприятий для рекомендуемого варианта разработки они рассматривается дополнительно к Базовому варианту (при его наличии):

а)    опция 1 (ГТМ на прирост добычи) - формируется при наличии Базового варианта и планировании в ПТД ГТМ на прирост добычи на фонде скважин, пробуренном в категории запасов А на дату подготовки ПТД. Данная опция предусматривает дополнительно к Базовому варианту выполнение на ЭО операций ГТМ на прирост добычи, с выделением ПТПР и прогнозной дополнительной добычи УВС за счет выполнения таких ГТМ;

б)    опция 2 (Бурение) - формируется как самостоятельная (при отсутствии Базового варианта) или как опция разработки, предусматривающая дополнительно к Опции 1 (при ее наличии) или Базовому варианту (при отсутствии Опции 1) при планировании бурения новых скважин различных по профилю проводки в категории запасов А на дату подготовки ПТД (уплотнение сетки скважин) или в категории запасов В1 и В2 и одновременное применение технологий интенсификации дебита в данных скважинах при вводе их в эксплуатацию (например, бурение и ГРП, бурение и ОПЗ), с выделением ПТПР и прогнозной дополнительной добычи УВС за счет таких мероприятий. В составе Опции 2 могут рассматриваться варианты систем сбора, подготовки и/или транспортировки УВС;

в)    опция 3 (включает мероприятия, ведущие к повышению коэффициентов извлечения УВС, в том числе реконструкцию объектов добычи, сбора и подготовки УВС) - формируется и представляется в ПТД при планировании применения МУН/МУГ/МУК дополнительно к Опции 2 (при ее наличии) или Опции 1 (при отсутствии Опции 2) или Базовому варианту (при отсутствии Опции 1), с выделением ПТПР и прогнозной дополнительной добычи УВС за счет применения таких МУН/ МУГ/МУК в категории запасов А на дату подготовки ПТД или в категории запасов В1 (при организации участка ОПР).

Базовый вариант включает ГТМ, относимые к ГТМ на поддержание базовой добычи, а Опция 1 включает ГТМ на прирост добычи в соответствии с Классификатором операций, относимых к ГТМ на поддержание базовой добычи и ГТМ на прирост добычи, приведенном в Приложении 5 настоящих Методических рекомендаций.

5.3.6. Для нефтяных залежей и залежей с нефтяными оторочками в вариантах разработки рекомендуется рассматривать известные регулярные системы размещения добывающих и нагнетательных скважин: пяти-, трех- и однорядные, площадные пятиточечные, семиточечные и девятиточечные.

Для нефтегазовых и/или нефтегазоконденсатных залежей может рассматриваться вариант разработки совместного извлечения УВС из скважин, при обосновании технико-технологической или технико-экономической невозможности/нецелесообразности самостоятельной добычи нефти.

Выбор регулярных систем размещения скважин осуществляется с учетом

опыта разработки подобных залежей. Для залежей сложной конфигурации и незначительных размеров рассматривают, в качестве основных, нерегулярные (избирательные) системы размещения скважин.

5.3.7.    Для уникальных по запасам газоконденсатных залежей рассматривается вариант с сайклинг-процессом или дается обоснование по его исключению из анализа вариантов разработки.

5.3.8.    При проектировании рассматриваются различные типы профилей и конструкции скважин: вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные, многозабойные скважины в зависимости от геолого-физической характеристики объектов.

5.3.9.    Плотность сетки скважин определяется геологическим строением нефтяной залежи, газовой залежи, газоконденсатной залежи, свойствами пластовых флюидов и экономическими условиями разработки.

Рациональная плотность сетки скважин в конкретных геологотехнологических условиях разработки обосновывается на основании техникоэкономических расчетов.

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

5.3.10.    На недостаточно изученных участках залежей (категории запасов В2 и С2) проектные скважины могут быть отнесены к зависимым, бурение которых осуществляется по результатам уточнения геологического строения. Количество и местоположение зависимых скважин определяются в проектном документе.

5.3.11.    По мере разбуривания и накопления геолого-промысловой информации о состоянии выработки запасов на всех стадиях проектирования предусматриваются мероприятия по вовлечению в активную разработку запасов УВС, слабо дренируемых имеющейся сеткой скважин (например, гидравлический разрыв пласта (далее - ГРП), зарезка боковых стволов (далее - БС) и боковых горизонтальных стволов (далее - БГС), бурение дополнительных скважин, переход на отдельных участках на избирательное заводнение, применение физикохимических МУН/МУГ/МУК).

5.3.12.    На    разрабатываемых месторождениях    (ЭО, залежах) в

рассматриваемых вариантах предусматриваются мероприятия по рациональному использованию пробуренного фонда скважин, в том числе: вывод скважин, перспективных для добычи, из неработающего фонда; зарезка боковых стволов на проектном объекте; перевод скважин на другие объекты путем зарезки боковых стволов или другими методами.

5.3.13.    В проектных документах прогнозные технологические показатели разработки рассчитываются с применением гидродинамических моделей, учитывающих:

а)    основные особенности геологического строения залежи;

б)    тип коллосгора;

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

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

д)    механизм проектируемых процессов разработки;

е)    систему размещения скважин и возможность их трансформации;

ж)    режимы работы скважин и возможность их изменения.

5.3.14.    Технологические показатели разработки в ПТД рассчитываются до конца проектного срока разработки месторождения. Прогнозные расчеты проводятся исходя из условий выбытия из эксплуатации:

а)    добывающих нефтяных скважин при достижении обводненности не менее 98%, и/или дебита по нефти не более 0,5 т/сут, и/или при росте газового фактора свыше 2500 мЗ/т; другие значения, принятые при проектировании обосновываются специальными расчетами;

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

5.3.15.    Геологические и гидродинамические модели продуктивных пластов выполняются в соответствии с действующими нормативно-методическими документами по созданию моделей и в соответствии с критериями оценки качества трехмерных цифровых моделей, представленным в пункте 5.6 настоящих Методических рекомендаций.

5.4. Рекомендуемый вариант разработки

5.4.1.    Выбор рекомендуемого варианта разработки ЭО проводится на основе технико-экономической оценки вариантов разработки ЭО.

5.4.2.    Для месторождения в целом формируется один рекомендуемый вариант разработки, являющийся совокупностью рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО. Технологические показатели разработки месторождения в целом определяются суммированием показателей рекомендуемых вариантов разработки каждого ЭО.

5.4.3.    На проектный срок разработки по рекомендуемому варианту разработки утверждаются уровни добычи УВС и объемы бурения по категориям запасов А+В| (по пробуренным и проектным скважинам) нефти и/или свободного газа по месторождению являющиеся показателями, характеризующими выполнение технического проекта на разработку месторождения и А+В1+В2 (по пробуренным и проектным скважинам) для целей планирования обустройства месторождения.

При изменении прогнозных уровней сверх установленных отклонений по добыче нефти и/или свободного газа по месторождению, в том числе за счет разбуривания запасов категории В2, составляется новый проектный документ на основе оперативного изменения состояния запасов (при изменении геологических запасов менее чем на 20% по сравнению с ранее утвержденными) или подсчета запасов (при изменении геологических запасов категории А+В1+В2 более чем на 20% по сравнению с числящимися на ГБЗ).

5.4.4.    Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС по рекомендуемому варианту разработки ЭО (залежам) представляются по видам запасов, категориям, представляемым в подсчете (пересчете) запасов или в

соответствии с числящимися на ГБЗ.

5.4.5.    Рентабельные коэффициенты извлечения и рентабельно извлекаемые запасы УВС по рекомендуемому варианту разработки ЭО представляются по видам и категориям запасов, представляемым в подсчете (пересчете) запасов или в соответствии с числящимися на ГБЗ.

5.4.6.    Если в ПТД не предусмотрено освоение запасов категории В2, то в проектном документе представляется обоснование невозможности вовлечения в разработку этих запасов с указанием причин (например, технических, технологических, экономических), либо предложения по изменению условий пользования недрами.

5.5. Технико-экономическая оценка вариантов разработки

5.5.1.    Экономическая оценка вариантов разработки ЭО и месторождения в целом проводится с учетом действующих нормативно-правовых документов по оценке эффективности инвестиционных нефтегазовых проектов. Оценка рентабельно извлекаемых запасов УВС и соответствующих коэффициентов извлечения УВС выполняется в ПТД для всех ЭО и каждого представленного варианта разработки ЭО в границах геологических запасов категорий А+В1+В2. Рентабельно извлекаемые запасы и соответствующие значения рентабельных коэффициентов извлечения по отдельным залежам, входящим в ЭО, и отдельным категориям запасов оценивается на основании расчетов на ГМ и ГДМ. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (текущие) определяются как накопленная добыча нефти, газа и конденсата с первого проектного года до конца рентабельного срока. Рентабельно извлекаемые запасы УВС (начальные) определяются как накопленная добыча нефти, газа и конденсата с начала разработки до конца рентабельного срока. Рентабельный срок разработки определяется как часть проектного срока (начиная с первого проектного года) разработки ЭО, в течение которого достигается максимальное положительное значение чистого дисконтированного дохода (далее -ЧДД). Рентабельный коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата (КИН_Р, КИГр, КИКр) определяется как отношение рентабельно извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам. При добыче более одного вида УВС показатели экономической эффективности разработки ЭО рассчитываются с учетом экономики добычи и реализации всех добываемых видов УВС, а рентабельно извлекаемые запасы каждого вида УВС определяются как накопленная добыча соответствующего вида УВС за рентабельный срок разработки.

5.5.2.    Определение экономических показателей эффективности вариантов разработки выполняется в реальном выражении (в ценах календарного года, предшествующего календарному году даты подготовки ПТД без учета инфляции) с учетом изменения регулируемых государством цен и тарифов в соответствии с нормативными правовыми документами, действующими на дату подготовки ПТД.

5.5.3.    В случае, если чистые денежные потоки предыдущих лет влияют на объем рентабельно извлекаемых запасов УВС, расчет экономических показателей эффективности разработки месторождения может выполняться с их учетом. При этом период учета чистых денежных потоков предыдущих лет для морских (шельфовых) месторождений УВС составляет не более 7 лет, предшествующих дате

подготовки ПТД, для остальных месторождений не более 5 лет, предшествующих дате подготовки ПТД.

5.5.4.    Используемый и приведенный в ПТД уровень цен на УВС на экспортных рынках и соответствующий обменный курс российского рубля определяются для первого расчетного проектного года, а значения цен на УВС на экспортных рынках и соответствующего обменного курса российского рубля для второго и последующих проектных лет приравниваются значениям первою года. Для обоснования выбора цен на УВС на экспортных рынках и соответствующего им обменного курса российского рубля первого года экономической оценки используются средние значения цен на УВС на экспортных рынках и соответствующие им значения обменного курса российского рубля за 12 (двенадцать) календарных месяцев, предшествующих дате подготовки ПТД. Средние значения экспортных цен на УВС и обменного курса определяются как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на экспортных рынках УВС на первое число каждого месяца, деленная на 12 (двенадцать). Средний уровень цен на УВС на экспортных рынках определяется пользователями недр самостоятельно, а среднее значение обменного курса российского рубля определяется по официальным данным Центрального банка Российской Федерации.

5.5.5.    Чистая цена нефти при реализации на экспорт определяется как цена нефти на экспортном рынке за вычетом скидки/премии за качество, затрат на морской транспорт нефти, затрат на трубопроводный и прочий транспорт нефти, вывозной таможенной пошлины на нефть сырую. Чистая цена нефти на внутреннем рынке Российской Федерации равна чистой цене нефти при реализации на экспорт (или средневзвешенной чистой цене нефти при реализации на экспорт). Для пересчета цен нефти, выраженных в баррелях в цены нефти, выраженные в тоннах, применяются коэффициенты перевода из баррелей в тонны, фактически сложившиеся на дату подготовки ПТД.

5.5.6.    Чистая цена конденсата при реализации на экспорт определяется аналогично чистой цене нефти при реализации на экспорт. Чистая цена конденсата при реализации на внутреннем рынке Российской Федерации определяется (равна) чистой цене конденсата при реализации на экспорт.

5.5.7.    Используемый и приведенный в ПТД уровень цен на природный газ на экспортных рынках определяется для первого расчетного проектного года, а значения цен на природный газ на экспортных рынках „тля второго и последующих годов экономической оценки приравниваются значениям первого года.

5.5.8.    Чистая цена на газ при реализации газа на экспорт по системе магистрашных газопроводов определяется как экспортная цена газа за вычетом вывозной таможенной пошлины на газ, стоимости транспортировки газа за пределами Российской Федерации и стоимости транспортировки газа по территории Российской Федерации. Чистая цена на газ при реализации газа на внутреннем рынке Российской Федерации определяется как средневзвешенное (по объему поставки) значение разницы цен на газ для субъектов Российской Федерации, которые могут определяться на основании действующего приказа государственного органа, осуществляющего государственное регулирования цен на газ на внутреннем

рынке Российской Федерации и затрат на транспорт газа от месторождения (пункта учета) до субъектов Российской Федерации, куда поставляется или планирует поставляться природный газ и/или СОГ с месторождения. Чистая цена на газ при реализации газа на внутреннем рынке Российской Федерации определяется на дату подготовки ПТД. Затраты на транспорт газа при расчете чистой цены на газ при реализации газа на внутреннем рынке Российской Федерации определяются для первого проектного года, а для второго и последующих проектных годов данные затраты приравниваются значению первого проектного года.

5.5.9.    Чистая цена на газ при экспорте СПГ определяется как цена природного газа/ СПГ на экспортном рынке за вычетом вывозной таможенной пошлины на СПГ, стоимости сжижения и регазификации, стоимости транспортировки СПГ и стоимости транспортировки газа с места добычи до завода СПГ.

5.5.10.    Капитальные затраты определяются по следующим направлениям: геологоразведочные работы; бурение скважин; обустройство скважин и кустовых площадок; оборудование, не входящее в сметы строек; промысловое обустройство; внешняя инфраструктура; поддержание объектов основных средств; освоение природных ресурсов; затраты пользователя недр; применение МУН/МУГ/МУК.

5.5.11.    Эксплуатационные затраты включают в себя текущие затраты, налоги и прочие платежи, относимые на себестоимость добываемой продукции, и амортизационные отчисления. Текущие затраты определяются по статьям калькуляции или по элементам затрат. При определении текущих затрат по статьям калькуляции учитываются расходы на энергию по извлечению жидкости (при добыче нефти), расходы по искусственному воздействию на пласт, расходы по сбору и внутри промысловому транспорту УВС, расходы по технологической подготовке УВС, расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования, общехозяйственные и общепроизводственные затраты, ГТМ на прирост добычи, МУН/МУГ/МУК. При определении текущих затрат по элементам затрат учитываются материальные затраты, затраты на капитальный ремонт, расходы на оплату труда производственного промыслового персонала, расходы на отчисления на социальное страхование производственного промыслового персонала, общехозяйственные и общепроизводственные затраты.

5.5.12.    Показатель ЧДД для сравнения вариантов разработки ЭО рассчитывается за рентабельный срок. Для расчета дисконтированных показателей экономической эффективности ставка дисконтирования принимается на уровне 15% в реальном выражении. В случае отсутствия вариантов разработки ЭО с положительным ЧДД представляются предложения по освоению таких запасов.

5.5.13.    Рекомендуемый вариант разработки определяется, как вариант разработки с максимальным значением интегрального показателя (далее - Топт), рассчитываемого в соответствии с Приложением 6 настоящих Методических рекомендаций. Вариант разработки ЭО, нерентабельность которого (отрицательное значение ЧДД) обоснована в ПТД, исключается из выбора рекомендуемого варианта разработки при расчете Топт.

5.5.14.    Рентабельно извлекаемые запасы по месторождению в целом определяются как сумма рентабельно извлекаемых запасов для рекомендуемых

вариантов разработки отдельных ЭО.

5.6. Качество геологических и гидродинамических моделей

5.6.1.    Трехмерные геологические модели (далее - ГМ) и ГДМ модели включают каждую залежь, числящуюся на ГБЗ. Модели залежей УВС строятся в соответствии с выделенными эксплуатационными объектами.

5.6.2.    При моделировании нескольких эксплуатационных объектов в рамках одной модели предусматривается возможность получения средних подсчетных параметров, запасов УВС и показателей разработки отдельно по каждому из эксплуатационных объектов (подсчетному объекту) УВС. ГДМ обеспечивают возможность расчета прогнозных показателей разработки, извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС по всем категориям запасов, выделенных при подсчете запасов или числящихся на ГБЗ.

5.6.3.    При моделировании обеспечивается соответствие запасов УВС и подсчетных параметров, указанных в построенных трехмерных ГМ и ГДМ, запасам УВС и подсчетным параметрам, прошедшим государственную экспертизу запасов полезных ископаемых, или обоснованным в документах и материалах по подсчету/пересчету запасов, представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых в Федеральное агентство по недропользованию совместно с проектным документом, по каждому подсчетному объекту/залежи (с учетом допустимых отклонений).

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

VI. ('одержание разделов проект ного документа

6.1. Проектный документ представляется для согласования в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах» в виде документа, состоящего из текстовой части, табличных и графических приложений.

Текстовая часть включает следующие разделы:

а)    титульный лист (в соответствии с Приложением 2 к настоящим Методическим рекомендациям);

б)    список исполнителей;

в)    содержание;

г)    список таблиц;

д)    список рисунков;

е)    список табличных приложений;

ж)    список графических приложений;

з)    информационная справка об объеме проектного документа;

и) введение;

к)    общие сведения о месторождении и лицензионном участке;

л)    геолого-физическая характеристика месторождения;

м)    состояние разработки месторождения;

разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 118 «Об утверждении положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 10, ст. 1100; 2011, № 32, ст. 4846; 2014, № 14, ст. 1648; 2015, № 2, ст. 480, N 44, ст. 6128, N 52, ст. 7618) (далее - Положение о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами);

г)    результаты сейсмических, геофизических, гидродинамических (газодинамических) и промысловых исследований скважин и пластов;

д)    данные бурения всех категорий скважин;

е)    последний отчет по подсчету запасов УВС, прошедший государственную экспертизу запасов полезных ископаемых в соответствии со статьей 29 Закона Российской Федерации «О недрах» (далее - государственная экспертиза запасов полезных ископаемых) и протокол об утверждении Федеральным агентством но недропользованию соответствующего заключения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке, установленном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 11.02.2005 № 69 «О государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, размере и порядке взимания платы за ее проведение» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, №8, ст. 651; 2006, № 32, ст. 3570; 2007, № 5, ст. 663; 2009, № 18, ст. 2248; 2014, №6, ст. 594; 2015, №50, ст. 7171; 2016, № 8, ст. 1133) (далее - Положение о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, размере и порядке взимания платы за ее проведение);

ж)    ежемесячные сведения по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения, в том числе: справка по добыче нефти, газа и конденсата по объектам (пластал») месторождения на дату подсчета запасов с подписью ответственного лица и печатью предприятия, справка по использованию попутного газа и мероприятиях по увеличению процента использования попутного газа до 95%с подписью ответственного лица и печатью предприятия;

з)    результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов;

и)    результаты промысловых исследований различных технологий воздействия на пласт;

н)    модели месторождения;

о)    проектирование разработки месторождения;

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

р)    экономическая оценка вариантов разработки;

с)    характеристика извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения УВС;

т)    требования к конструкциям скважин, производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин, консервации и ликвидации скважин;

у)    техника и технология добычи УВС;

ф)    контроль процесса разработки;

х) доразведка и научно-исследовательские работы;

ц) мероприятия по рациональному использованию и охране недр;

ч) заключение;

ш) список использованных источников.

6.1.1.    На титульном листе указываются название организации - пользователя недр, название орг анизации, составившей проектный документ, название документа с указанием наименования и типа месторождения, место и год составления документа, установленный гриф допуска.

6.1.2.    Титульный лист подписывается ответственными должностными лицами организации, составившей проектный документ.

6.1.3.    Титульный лист оформляется в соответствии с Приложением 2 к настоящим Методическим рекомендациям.

6.2.    Список исполнителей

Список исполнителей включает фамилии, инициалы, должности, ученые степени исполнителей и соисполнителей проектного документа с указанием выполненною раздела проектного документа.

6.3.    Информационная справка об объеме проектного документа

6.3.1.    В информационной справке приводятся сведения об объеме проектною документа с указанием количества томов, книг, количества таблиц, рисунков, графических приложений, страниц, использованных литературных источников, перечень ключевых слов.

6.3.2.    Перечень ключевых слов включает от 5 до 15 слов или словосочетаний из текста отчета, которые в наибольшей мере характеризуют его содержание и обеспечивают возможность информационного поиска. Ключевые слова приводятся в именительном падеже и печатаются прописными буквами в строку' через запятую.

6.4.    Введение

Во введении обосновывается необходимость и цель составления проектного документа с указанием следующих сведений;

а)    административное расположение месторождения;

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

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

к)    гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетнемерзлых пород;

л)    информация для проведения технико-экономических расчетов, в том числе: калькуляция себестоимости добычи нефти с выделением статей по направлениям затрат (на дату начала расчетов) с подписью ответственного лица и печатью предприятия, справка о средней стоимости работ по бурению скважин (вертикальных скважин, горизонтальных скважин, боковых горизонтальных стволов, боковых стволов), промысловому обустройству, применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов (включая гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны), изоляционным работам (включая ремонтно-изоляционные работы, ликвидация заколонных перетоков) с подписью ответственного лица и печатью предприятия;

м)    дополнительные материалы по запросу организации - составителя проектного документа.

III. Технические проекты на разработку месторождений

3.1.    Проект пробной эксплуатации месторождения (залежи).

3.1.1.    ППЭ и ДППЭ составляется на стадии разведки, с целью получения

необходимой информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, в том числе с использованием    различных технологий

интенсификации добычи УВС, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленному освоению.

3.1.2.    В ППЭ и ДППЭ выделяются участки пробной эксплуатации в пределах категории запасов С1.

3.1.3.    ППЭ утверждается на следующие сроки, начиная с года начала его реализации:

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

б)    пять лет - для средних месторождений;

в) семь лет - для крупных и уникальных месторождений/запежей/ эксплуатационных объектов, морских (шельфовых) месторождений.

3.1.4.    Эксплуатационный объект (далее - ЭО) включает залежь нефти (газа) или часть залежи или несколько залежей нефти (газа).

Самостоятельный эксплуатационный объект разрабатывается единой сеткой эксплуатационных скважин. Возвратным эксплуатационным объектом является ЭО, разработка которого, как самостоятельного, технико-экономически нерентабельна, что обосновано в ПТД.

При наличии пяти и более эксплуатационных объектов, для мелких и очень мелких месторождений, срок ППЭ увеличивается до пяти лет, для средних месторождений - до 7 лет.

Сроки пробной эксплуатации месторожден и я/залежи, в случае необходимости проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий технологии разработки, могут быть дополнительно продлены на срок не

превышающий 3 года в порядке согласования ПТД в соответствии с Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проекгной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами.

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

3.1.5.    ППЭ, а также документы и материалы по подсчету запасов УВС, на основании которых подготовлен ППЭ, представляются одновременно в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке установленном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение и для согласования ППЭ в порядке, установленном Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами. Также совместно с ППЭ в Федеральное агентство по недропользованию представляются оригиналы документов, указанных в подпунктах «ж» и «л» пункта 2.3. настоящих Методических рекомендаций.

3.1.6.    В ППЭ и ДППЭ представляется один вариант разработки на полное развитие, с вовлечением запасов категории С1+С2 для перспективного планирования обустройства месторождения и объектов внешнего транспорта. Для этого варианта рассчитываются технико-экономические показатели до конца расчетного периода.

3.1.7. ППЭ и ДППЭ включают программу научно-исследовательских работ и доразведки месторождения, обеспечивающую получение всей необходимой информации для выполнения подсчета запасов и составления технологической схемы разработки. По результатам реализации программы устанавливаются:

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

б)    наличие и характер тектонических нарушений;

в)    гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежи, форма и размеры залежи;

в)    общая эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтсгазоносности;

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

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

е)    геомеханические свойства пород;

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

з)    значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;

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

к)    состав и физико-химические свойства пластовой нефти (в том числе, давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);

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

м)    компонентный состав и физико-химические свойства газа в пластовых и стандартных условиях (в том числе, плотность по воздуху, сжимаемость);

н)    компонентный состав и физико-химические свойства конденсата (давление начала конденсации, усадка нестабильного конденсата, пластовые изотермы конденсации, зависимость выхода конденсата от давления, давление максимальной конденсации, потенциальное содержание конденсата С5+ в пластовом газе, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, содержание парафинов, смол и серы);

о)    физико-химические свойства пластовых вод (в том числе: плотность, вязкость, наличие примесей, температура);

п)    смачиваемость (гидрофил ьность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов;

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

с)    относительные фазовые проницаемости для нефти, газа и воды. Капиллярного давления и остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти рабочими вытесняющими агентами;

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

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

3.1.8. Дополнение к ППЭ составляется по данным разведочного и эксплуатационного бурения в рамках сроков действия утвержденного проектного документа в случае:

а) изменения границ месторождения или участков пробной эксплуатации на заэежах, выделенных в последнем утвержденном проектном документе в связи с уточнением представлений о геологическом строении месторождения или залежей;

б)    выявление новых продуктивных пластов;

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

г)    необходимости изменения выделенных эксплуатационных объектов;

д)    уточнение или изменение технологических решений по системе разработки.

3.1.9. В случае отсутствия необходимых исходных данных в ППЭ и

дополнения к нему могут не включаться следующие разделы отчета:

а)    состояние разработки месторождения;

б)    методы интенсификации добычи У ВС и повышения коэффициента извлечения;

в)    анализ фактических режимов эксплуатации добывающих скважин;

г)    создание трехмерной геологической и гидродинамической (газодинамической) моделей месторождения.

3.1.10. Для газовых, газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и морских (шельфовых) месторождений, ввиду особенностей их разработки, напрямую увязанных с полномасштабной системой обустройства, проектирование может начинаться с TCP. В этом случае, все виды исследований, изложенные в пункте 3.1.7 настоящих Методических рекомендаций выполняются на стадии разведки.

3.2. Технологическая схема разработки.

3.2.1. TCP и ДТСР являются проектными документами, определяющим систему разработки месторождения с начала промышленной разработки на период разбуривания эксплуатационного фонда скважин.

3.2.2.    TCP, а также документы и материалы по подсчету запасов УВС, на основании которых подготовлена TCP, представляются одновременно в Федеральное агентство по недропользованию для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке установленном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение и для согласования TCP в порядке, установленном Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами. Также совместно с TCP в Федеральное агентство по недропользованию представляются оригиналы документов, указанных в подпунктах «ж» и «л» пункта 2.3. настоящих Методических рекомендаций.

3.2.3.    Для крупных и уникальных месторождений УВС допускается составление технологических схем и технологических проектов разработки и дополнений к ним для одного или нескольких эксплуатационных объектов, разрабатываемых с использованием общей системы сбора и подготовки продукции.

3.2.4.    Допускается составление единых технологических схем и технологических проектов разработки и дополнений к ним для группы мелких и очень мелких месторождений УВС с общей системой сбора и подготовки продукции с разделением показателей разработки по месторождениям. Проектные решения и

показатели разработки месторождения в ПТД планируются до конца разработки.

3.2.5.    В случае, когда часть месторождения выходит за пределы участка недр предоставленного в пользование на основании лицензии (далее - лицензионного участка) и находится в нераспределенном фонде недр или предоставлена в пользование на основании лицензий другому(им) недропользователю(ям), ПТД составляются для месторождения в целом с разделением технологических показателей разработки по лицензионным участкам всех недропользователей, а также для части месторождения, находящейся в нераспределенном фонде недр.

3.2.6.    ПТД могут составляться по отдельному лицензионному участку, при условии что предложенные проектные решения согласованы между пользователями недр прилегающих лицензионных участков. Технологические показатели разработки в TCP и ДТПР рассчитываются до конца срока разработки.

3.2.7.    Основные задачи TCP и ДТСР:

а)    выделение эксплуатационных объектов;

б)    создание трехмерной гидродинамической модели месторождения на основе выполненной при подсчете запасов геологической модели;

в)    обоснование систем разработки и технологий воздействия;

г)    планирование методов интенсификации добычи УВС;

д)    прогноз технологических показателей разработки;

е)    обоснование коэффициента извлечения УВС из пластов;

ж)    технико-экономическое обоснование варианта рекомендуемого для согласования в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах»;

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

3.2.8.    В TCP и ДТСР обосновываются мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС на основе анализа эффективности применения гидродинамических, физико-химических, газовых, тепловых и иных методов увеличения нефте/газо/конденсатоотдачи, рекомендуются мероприятия по достижению установленного норматива использования попутного нефтяного газа (далее - ПНГ).

3.2.9.    Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы УВС, обоснованные в TCP и ДТСР, проходят государственную экспертизу запасов полезных ископаемых с постановкой на государственный баланс запасов полезных ископаемых (далее -ГБЗ).

3.2.10.    При необходимости опробования и внедрения технологии разработки новой для данных геолого-физических условий, а также для крупных и уникальных месторождений УВС, недостаточно разведанных и/или со сложным геологическим строением, в составе TCP, ТПР и дополнений к ним допускается выделение участка опытно-промышленной разработки (ОПР). Технологические и технико-экономические показатели разработки для этого участка рассчитываются отдельно. Срок проведения ОПР для утвержденной технологии не превышает 7 (семи) лет, уровни добычи в этот период по участку ОГ1Р не регламентируются и не учитываются в суммарном уровне добычи, утвержденном по месторождению.

3.2.11.    Дополнения к ПТД (кроме ППЭ) представляются на согласование в Федеральное агентство по недропользованию одновременно с документами и материалами по подсчету запасов (при изменении числящихся на ГБЗ геологических запасов более, чем на 20% по месторождению) или оперативным изменениям состояния запасов (при изменении числящихся на ГБЗ геологических запасов менее, чем на 20% по месторождению) при изменении подсчетных параметров и (или) геологической модели (в том числе при открытии новой залежи), представляемыми для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в порядке установленном Положением о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение и для согласования дополнения к ПТД в порядке, установленном Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами. Также совместно с дополнением к ПТД в Федеральное агентство по недропользованию представляются оригиналы документов, указанных в подпунктах «ж» и «л» пункта 2.3. настоящих Методических рекомендаций.

3.2.12.    Дополнения к TCP, дополнения к ТПР представляются на согласование в порядке, установленном Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами без документов и материалов по подсчету запасов или оперативному изменению состояния запасов, представляемых для проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, в следующих случаях:

а)    отклонении фактической годовой добычи нефти и/или газа от проектной, превышающее установленное значение отклонений при выполнении ежегодных проектных показателей по бурению и вводу скважин в эксплуатацию, количеству действующих добывающих и нагнетательных скважин и объемов геологотехнологических и/или технических мероприятий (далее - ГТМ).

При ГТМ осуществляется комплекс работ в (на) скважинах, с целью интенсификации добычи УВС, оптимизации разработки месторождения или эксплуатационного объекта (далее - ЭО) и увеличения коэффициентов извлечения УВС;

б)    несоответствии динамики обводнения пробуренных скважин разрабатываемого(ых) объекта(ов) проектным показателям обводнения и необходимостью изменений технологии разработки;

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

г)    необходимости изменения технологии и системы разработки.

3.2.13.    В дополнении к TCP (далее - ДТСР), выполняемом в целом по

месторождению, анализируется выполнение утвержденного проектного доку мента за рассматриваемый период, при необходимости обосновывается изменение системы разработки, уточняются геологические и гидродинамические (газодинамические) модели эксплуатационных объектов (залежей), уточняются проектные решения и технико-экономические показатели, проводится планирование применения новых эффективных методов воздействия на пласты, не предусмотренных в последнем утвержденном проектном документе.

3.2.14. Допускается составление ДТСР, а также дополнение к ТПР (далее - ДТПР) по упрощенной схеме (но не более двух раз подряд) для месторождений, содержащих несколько объектов разработки при выполнении условий, указанных в пункте 3.2.11. настоящих Методических рекомендаций в следующих случаях:

а)    при выявлении новых залежей после составления последнего утвержденного проектного документа, если технологические решения и прогнозные уровни добычи по остальным залежам (эксплуатационным объектам) не изменяются;

б)    при изменении технологических решений и прогнозных уровней добычи У ВС для одного или нескольких (но не более трёх) объектов разработки.

В этом случае, построение геологической и гидродинамической модели и проведение технико-экономических расчетов осуществляется для новых залежей или объектов с изменяемыми технологическими решениями или прогнозными уровнями добычи УВС. Для остальных объектов приводятся основные положения и таблицы действующего проектного документа, согласованного в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах» .

3.3. Технологический проект разработки

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

3.3.2.    Основные задачи ТПР и дополнений к нему (далее - ДТПР):

а)    определение структуры остаточных запасов УВС;

б)    уточнение геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов;

в)    подготовка мероприятий по рациональному использованию пробуренного фонда скважин;

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

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

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

3.3.3.    В ТПР и ДТПР анализируется реализуемая система разработки, и предлагаются мероприятия, направленные на достижение максимально возможных рентабельных коэффициентов извлечения УВС, использования попутного газа и прочих попутных полезных ископаемых, извлекаемых при добыче нефти и/или газа.

3.3.4.    ДТПР составляются по результатам реализации мероприятий.